2017-11-03 19:48:28.50816Официальный сайт Минэнерго России www.minenergo.ru по состоянию на 16.05.2012Об утверждении Инструкции по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетямПроектМИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИПРИКАЗот 14 мая 2012 года N ___Об утверждении Инструкции по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетямВ соответствии с пунктом 4.5.4 Положения о Министерстве энергетики Российской Федерации, утвержденного Постановлением Правительства Российской Федерации от 28 мая 2008 года N 400 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 22, ст.2577; N 42, ст.4825; N 46, ст.5337), приказываю:1. Утвердить прилагаемую Инструкцию по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям.2. Признать утратившими силу:Приказ Министерства энергетики Российской Федерации от 30 декабря 2008 года N 326 "Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям" (зарегистрирован в Минюсте России 12 февраля 2009 года N 13314)МинистрС.И.ШматкоИнструкция по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетямУТВЕРЖДЕНАприказом Минэнерго России от "--" ---- 20-- г. N---Зарегистрирована в Минюсте Россииот "---" ----- 20--- г. N----I. Общие положения1. Настоящая Инструкция разработана в целях расчета и обоснования нормативов технологических потерь электроэнергии в электрических сетях организаций, осуществляющих услуги по передаче электроэнергии, в том числе:- по электрическим сетям, принадлежащим организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью, и по объектам электросетевого хозяйства, входящим в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть (далее - ЕНЭС), принадлежащим иным законным владельцам;- по электрическим сетям, принадлежащим на праве собственности или на ином другом основании территориальным сетевым организациям, в том числе по электрическим сетям сетевых организаций, для которых передача электроэнергии не является основным видом деятельности (далее - ТСО),а так же для иных случаев, в которых требуется определение величины технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям, в том числе в целях контроля за их уровнем.2. В случае если энергопринимающие установки потребителей электроэнергии присоединены к объектам электросетевого хозяйства, которые не имеют собственника, собственник которых неизвестен или от права собственности на которые отказался, ТСО, к электрическим сетям которых присоединены такие объекты, рассчитывают технологические потери электроэнергии в них отдельно от расчета технологических потерь, возникающих в электрических сетях, принадлежащих ТСО.Факт наличия таких сетевых объектов подтверждается документом компетентного органа администрации соответствующего муниципального образования, содержащим технические характеристики указанных сетевых объектов, являющихся частью электрической сети на территории муниципального образования.3. Технологические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям рассчитываются по уровням напряжения:на высоком напряжении - 110 кВ и выше (ВН) (раздельно для уровней напряжения 110-150 кВ, 220 кВ, 330 кВ, 400-500 кВ и 750-1150 кВ);на среднем первом напряжении - 27,5-60 кВ (СНI);на среднем втором напряжении - 1-20 кВ (СНII);на низком напряжении - ниже 1 кВ (НН).4. Нормативы технологических потерь электроэнергии рассчитываются и утверждаются в соответствии с порядком и методами, описанными в настоящей Инструкции.5. Нормативы технологических потерь электроэнергии утверждаются Минэнерго России:для ЕНЭС в целом:в относительном и абсолютном значении в целом по электрической сети;для ЕНЭС по субъектам Российской Федерации:в относительном и абсолютном значении в целом по электрической сетии с разбивкой на диапазоны напряжения 330-1150 кВ и 0,4-220 кВ;для ТСО:в относительном и абсолютном значении в целом по электрической сетии с разбивкой по уровням напряжения ВН, СНI, СНII, НН.6. В зависимости от периода тарифного регулирования (год или долгосрочный) Минэнерго России утверждает нормативы технологических потерь на период регулирования "год" или на первый год долгосрочного периода регулирования.II. Структура технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям7. Технологические потери электроэнергии (далее - ТПЭ) при ее передаче по электрическим сетям включают в себя технические потери в оборудовании электрических сетей, обусловленные физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии в соответствии с техническими характеристиками и режимами работы оборудования, с учетом расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций, расхода электроэнергии на плавку гололеда и потерь, обусловленных допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии. Объем (количество) технологических потерь электроэнергии в целях определения нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям рассчитывается в соответствии с Методикой расчета технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям (приложение 1 к настоящей Инструкции). 8. Технические потери электроэнергии в электрических сетях, возникающие при ее передаче по электрическим сетям, состоят из потерь, практически не зависящих от величины передаваемой мощности (нагрузки) - условно-постоянных потерь, и потерь, объем которых зависит от величины передаваемой мощности (нагрузки) - нагрузочных (переменных) потерь.9. Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций определяется в соответствии с показаниями приборов учета. При отсутствии приборов учета используются результаты энергетического обследования. Номенклатура элементов расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций приведена в приложении 2 к настоящей Инструкции.10. Расход электроэнергии на плавку гололеда определяется в соответствии с показаниями приборов учета. В случае отсутствия приборов учета, расход определяется в соответствии приложением 1 к настоящей Инструкции.11. Потери, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета, определяются в соответствии с приложением 1 к настоящей Инструкции.III. Принципы и порядок нормирования технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетямIII.1. Общие принципы12. Технологические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям рассчитываются по фактическим (базовый период) и прогнозным показателям (регулируемый период) баланса электроэнергии с учетом инвестиционных и производственных программ и программ энергосбережения.13. Технологические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям рассчитываются раздельно по составляющим: условно-постоянные, нагрузочные и потери, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета. 14. Нагрузочные и условно-постоянные потери электроэнергии в базовом периоде определяются в соответствии с приложением 1 к настоящей Инструкции в оборудовании электрических сетей, участвующих в оказании услуг по передаче, с использованием фактических нагрузок базового периода.15. Потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями приборами учета, в базовом периоде определяются в соответствии с приложением 1 к настоящей Инструкции. Расчет выполняется по данным средств измерений, участвующих в формировании объема оказанных услуг по передаче электроэнергии базового периода. Класс точности приборов учета, участвующих в расчете данного вида технологических потерь электроэнергии, должен соответствовать классу точности, определенному соответствующими нормативно-правовыми актами; если класс точности используемых приборов учета не соответствует требованиям нормативно-правовых актов, в целях расчета принимается нижняя граница допустимого класса точности.16. Нагрузочные и условно-постоянные потери электроэнергии в периоде регулирования определяются в соответствии с приложением 1 к настоящей Инструкции в оборудовании электрических сетей, планируемом в участии в оказании услуг по передаче, с использованием ожидаемых прогнозных нагрузок периода регулирования.17. Потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии, на регулируемый период для ТСО определяются:= , (1)где -потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии, за базовый период в относительных единицах, рассчитанные для базового года (Методика расчета приведена в приложении 1 к настоящей Инструкции);-отпуск электроэнергии в сеть периода регулирования.18. Потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии, на регулируемый период для ЕНЭС определяются:  = . (2)где -отпуск электроэнергии из сети периода регулирования.19. Нормативы технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в целом и по уровням напряжения по абсолютной величине () на регулируемый период определяются:. 13 где -условно-постоянные потери электроэнергии на регулируемый период;-нагрузочные потери электроэнергии на регулируемый период.20. Нормативы технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в относительном значении определяются в процентах по электрической сети в целом и по уровням напряжения и рассчитываются по формулам:, (4)где WOC.P - отпуск электроэнергии в сеть ТСО в регулируемом периоде (для ЕНЭС - отпуск электроэнергии из сети), , (4.1)где  - отпуск электроэнергии в сеть номинального напряжения Ui ТСО в регулируемом периоде, полученный по результатам формирования объема оказанных услуг на передачу, сформированного в соответствии с действующими Методическими указаниями по формированию тарифов (для ЕНЭС - отпуск электроэнергии из сети).21. В случае если оборудование электрической сети ЕНЭС расположено на территории нескольких субъектов РФ, технологические потери электроэнергии распределяются между субъектами РФ пропорционально объемам оказанных услуг по передаче электроэнергии потребителям, территориально расположенным на соответствующем субъекте: , (5)где  - суммарные технологические потери в сети ЕНЭС в оборудовании электрической сети, расположенной на территории нескольких субъектов РФ; - отпуск электроэнергии из сети ЕНЭС потребителям на территории i-ого субъекта РФ;n - количество субъектов РФ, потребителям которых оказаны услуги по передаче электроэнергии.В случае если оборудование электрической сети ЕНЭС расположено на территории одного субъекта РФ, но при этом ЕНЭС оказывает услуги по передаче электроэнергии в другие субъекты РФ, технологические потери электроэнергии также распределяются между субъектами РФ пропорционально объемам оказанных услуг по передаче электроэнергии потребителям. Расчет выполняется по формуле (5).При распределении технологических потерь должны быть учтены промежуточные отборы электроэнергии. Распределение технологических потерь выполняется с учетом потокораспределения на каждом участке электрической сети между субъектами РФ в следующем порядке и с учетом следующих особенностей:- если элемент ЕНЭС расположен на территории нескольких субъектов РФ и по элементу оказываются услуги по передаче для нескольких субъектов РФ, то распределение технологических потерь выполняется на каждом участке отдельно в соответствии с нагрузками;- при распределении потерь электроэнергии на первом участке объекта (от центра питания до точки с первым промежуточным отбором электроэнергии) учитывается весь суммарный объем промежуточных отборов. При распределении потерь электроэнергии на втором участке объекта (от точки с первым промежуточным отбором электроэнергии до второго промежуточного отбора электроэнергии) учитывается весь объем нагрузки за исключением первого промежуточного отбора. На остальных участках расчет выполняется аналогично;- при распределении технических потерь учитываются технические потери во всем перечне оборудования, участвующего в оказании услуг по передаче.22. Нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях ТСО, оказывающих услуги по передаче электроэнергии потребителям (субабонентам), подключенным к электрической сети предприятия, для которых передача электроэнергии не является основным видом деятельности, выполняется в соответствии с общими принципами нормирования технологических потерь электроэнергии (п.п.12-20 раздела III.1 настоящей Инструкции).23. Расчет технологических потерь электроэнергии для ТСО, для которых передача электроэнергии не является основным видом деятельности, за базовый период должен выполняться в соответствии с приложением 1 к настоящей Инструкции.24. Формы обосновывающих материалов заполняются в соответствии с приложением 6 к настоящей Инструкции для электрической сети, участвующей в процессе передачи электроэнергии субабонентам.25. Оборудование электрической сети ТСО, для которых передача электроэнергии не является основным видом деятельности, используемое только для собственного потребления электроэнергии, из расчета исключается.26. В случае отсутствия собственного потребления в электрической сети, участвующей в процессе передачи электроэнергии субабонентам, нормирование потерь электроэнергии осуществляется с учетом следующих особенностей:- баланс электроэнергии составляется для выделенной электрической сети, участвующей только в процессе передачи электроэнергии субабонентам за базовый и на регулируемый периоды;- норматив технологических потерь электроэнергии на регулируемый период определяется по формулам (1) - (4) раздела III.1 настоящей Инструкции. При этом в формуле (4) принимается отпуск электроэнергии в сеть в целях оказания услуг по передаче электроэнергии субабонентам.27. В случае наличия объемов электроэнергии для собственного потребления в электрической сети, участвующей в процессе передачи электроэнергии субабонентам, нормирование потерь электроэнергии осуществляется с учетом следующих особенностей:- баланс электроэнергии составляется для выделенной электрической сети, участвующей в процессе передачи электроэнергии субабонентам, с учетом собственного потребления и потребления субабонентами за базовый и на регулируемый периоды;- баланс формируется с учетом суммарного отпуска электроэнергии в сеть предприятия;- расчет технологических потерь электроэнергии за базовый период выполняется в оборудовании, участвующем в процессе передачи электроэнергии субабонентам, с учетом нагрузок, обусловленных собственным потреблением и потреблением субабонентов;- технологические потери электроэнергии на регулируемый период выделенного участка сети определяются по формулам (1) - (4) раздела III.1 настоящей Инструкции;- технологические потери электроэнергии на регулируемый период () для субабонентов определяются по формуле:, (6)где  - технологические потери электроэнергии на регулируемый период, определяемые для выделенного участка сети, участвующего в процессе передачи электроэнергии субабонентам и на собственное потребление; - объем переданной электроэнергии для субабонентов на регулируемый период; - объем переданной электроэнергии для собственного потребления предприятия по электрической сети, участвующей в процессе передачи электроэнергии субабонентам;- отпуск в сеть для субабонентов на регулируемый период () определяется по формуле:, (7)- нормативные технологические потери электроэнергии в целом по электрической сети ТСО, для которых передача электроэнергии не является основным видом деятельности, на регулируемый период для субабонентов определяются по формуле: ,(8)- нормативные технологические потери электроэнергии по уровням напряжения электрической сети ТСО, для которых передача электроэнергии не является основным видом деятельности, на регулируемый период для субабонентов определяются по формуле:(8.1)28. Технологические потери электроэнергии в базовом году и периоде регулирования на каждом уровне напряжения определяются в следующем порядке:- по формуле (6) определяются технологические потери на уровне напряжения НН ;- определяется отпуск электроэнергии в сеть НН для субабонентов по формуле (7);- определяется отдача в сеть НН из сети смежного номинального напряжения (СН2) для оказания услуг по передаче электроэнергии субабонентам:, (9)где  - отдача электроэнергии из сети СН2 в сеть НН; - отпуск электроэнергии в сеть НН для субабонентов; - суммарный отпуск электроэнергии в сеть НН.определяются технологические потери на уровне напряжения СН2:, (10)где  - технологические потери электроэнергии, определяемые для выделенного участка сети, участвующего в процессе передачи электроэнергии субабонентам и на собственное потребление по электрической сети СН2; - объем переданной электроэнергии для субабонентов на напряжении СН2; - объем переданной электроэнергии для собственного потребления предприятия по электрической сети, участвующей в процессе передачи электроэнергии субабонентам, и субабонентам на напряжении СН2;- отпуск в сеть для субабонентов () определяется по формуле (7);расчет отпуска электроэнергии в сеть и технологических потерь на каждом уровне напряжения для субабонентов выполняется аналогично.29. В случае невозможности разделения оборудования электрической сети предприятия на оборудование, используемое только для собственного потребления электроэнергии, и оборудование, участвующее в процессе передачи электроэнергии субабонентам, допускается расчет технологических потерь электроэнергии за базовый период и период регулирования проводить в целом по электрической сети предприятия. Расчет выполняется в соответствии с п.п. 22-24, 26-28 раздела III.2* настоящей Инструкции.________________* Вероятно, ошибка оригинала. Следует читать: "п.п. 22-24, 26-28 раздела III.1". - Примечание изготовителя базы данных.III.2. Порядок расчета нормативных потерь электроэнергии для периода регулирования "год"30. В случае, если нормативы потерь электроэнергии утверждаются на период регулирования "год", расчет технологических потерь полностью соответствует п.п.11-28 раздела III.1 настоящей Инструкции.31. Определение технологических потерь электроэнергии в электрических сетях ТСО в целом и по уровням напряжения осуществляется в следующем порядке:В базовом периоде:- определяются на каждом уровне напряжения сети значения приема электроэнергии в сеть, отдачи электроэнергии из сети, отпуск электроэнергии в сеть (с учетом приема электроэнергии из сети смежного напряжения);- в соответствии с приложением 1 определяются условно-постоянные потери электроэнергии по уровням напряжения, нагрузочные потери электроэнергии по уровням напряжения, потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии, в целом и по уровням напряжения.В регулируемом периоде:- определяются на каждом уровне напряжения сети прогнозные значения приема электроэнергии в сеть, отдачи электроэнергии из сети, отпуска электроэнергии в сеть (с учетом приема электроэнергии из сети смежного напряжения);- в соответствии с программой энергосбережения, инвестиционной и производственной программами формируются электрические схемы сети на период регулирования: учитывается изменение состава оборудования в результате реализации запланированных в регулируемом периоде мероприятий; - в соответствии с приложением 1 определяются условно-постоянные потери электроэнергии по уровням напряжения;- в соответствии с приложением 1 определяются нагрузочные потери электроэнергии по уровням напряжения. Определение прогнозных нагрузок выполняется с учетом прогнозной динамики изменения структурных составляющих баланса в периоде регулирования по отношению к базовому году и/или с учетом объемов электроэнергии, заявленных потребителями;- потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии, определяются в соответствии с формулой (1) и распределяются по уровням напряжения в соответствии с приложением 1;- нормативы технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям определяются в соответствии с формулами (3, 4, 4.1) в целом и по уровням напряжения.32. Определение технологических потерь электроэнергии в электрических сетях ТСО, для которых передача электроэнергии не является основным видом деятельности, в целом и по уровням напряжения в случае отсутствия собственного потребления в электрической сети, участвующей в процессе передачи электроэнергии субабонентам, осуществляется в соответствии с п.30.33. Определение технологических потерь электроэнергии в электрических сетях ТСО, для которых передача электроэнергии не является основным видом деятельности, в целом и по уровням напряжения в случае наличия собственного потребления в электрической сети, участвующей в процессе передачи электроэнергии субабонентам, осуществляется в следующем порядке:В базовом периоде:- определяется на каждом уровне напряжения сети отпуск электроэнергии в сеть (с учетом приема электроэнергии из сети смежного напряжения);- в соответствии с приложением 1 определяются условно-постоянные потери электроэнергии по уровням напряжения, нагрузочные потери электроэнергии по уровням напряжения, потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии, в целом и по уровням напряжения;- в соответствии с главой III.1 определяются на каждом уровне напряжения технологические потери и отпуск электроэнергии в сеть для субабонентов.В регулируемом периоде:- определяется на каждом уровне напряжения сети прогнозное значение отпуска электроэнергии в сеть (с учетом приема электроэнергии из сети смежного напряжения);- в соответствии с программой энергосбережения, инвестиционной и производственной программами формируются электрические схемы сети на период регулирования: учитывается изменение состава оборудования в результате реализации запланированных в регулируемом периоде мероприятий;- в соответствии с приложением 1 определяются условно-постоянные потери электроэнергии по уровням напряжения;- в соответствии с приложением 1 определяются нагрузочные потери электроэнергии по уровням напряжения. Определение прогнозных нагрузок выполняется с учетом прогнозной динамики изменения структурных составляющих баланса в периоде регулирования по отношению к базовому году и/или с учетом объемов электроэнергии, заявленных субабонентами;- потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии, определяются в соответствии с формулой (1) и распределяются по уровням напряжения в соответствии с приложением 1;- технологические потери электроэнергии определяются в соответствии с формулой (3) в целом и по уровням напряжения;- в соответствии с главой III.1 определяются на каждом уровне напряжения технологические потери и отпуск электроэнергии в сеть для субабонентов; - нормативы технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям определяются соответствии с формулами (8, 8.1) в целом и по уровням напряжения.34. Определение технологических потерь электроэнергии в электрических сетях ЕНЭС в целом и по уровням напряжения осуществляется аналогично порядку, описанному в п.30.III.3. Порядок расчета нормативных потерь электроэнергии для долгосрочного периода регулирования35. Нормативы потерь на долгосрочный период регулирования устанавливаются по результатам расчета нормативов потерь электроэнергии первого года периода регулирования.36. Расчетные формулы и общий порядок расчета полностью соответствуют разделу III.2.37. На второй и последующие годы долгосрочного периода регулирования выполняются расчеты технологических потерь электроэнергии с учетом фактических сложившихся нагрузок в электрической сети в соответствии с приложением 1. Результаты расчета представляются в составе обосновывающих материалов на этапе мониторинга уровня потерь электроэнергии (раздел V Инструкции). IV. Требования к оформлению и составу обосновывающей документации при утверждении нормативов потерь электроэнергии38. Обосновывающая документация включает: пояснительную записку с обоснованием значений нормативов технологических потерь электроэнергии на период регулирования, результаты расчета технологических потерь электроэнергии за базовый и на регулируемый периоды. 39. В состав обосновывающих материалов входят данные о балансах и потерях электроэнергии, а также других показателях электрических сетей ЕНЭС и ТСО (приложения 4, 5, 6, 7 к настоящей Инструкции): ________________ ТСО представляют информацию согласно Приложению 4, ЕНЭС - согласно Приложению 5, ТСО, для которых передача электроэнергии не является основным видом деятельности - согласно Приложению 6- общая информация об организации (таблица "Информация" приложений 4, 5, 6);- описание используемых методов расчета и оценка изменения структурных составляющих баланса в периоде регулирования по отношению к базовому периоду (таблица "Сводка" приложений 4, 5, 6);- показатели баланса электроэнергии в целом по электрическим сетям (таблица 1 приложений 4, 5, 6) (данные представляются за два года, предшествующие базовому году, за базовый год, текущий год, период регулирования (год или первый год долгосрочного периода));________________ За два года, предшествующие базовому году и за базовый год - представляются фактически сложившиеся отчетные данные; за текущий год - представляются прогнозные данные, поданные ранее в Минэнерго России, когда текущий год являлся периодом регулирования; за период регулирования (год или первый год долгосрочного периода) - представляются прогнозные ожидаемые данные.- структура баланса электроэнергии по уровням напряжения (таблица 2 приложений 4, 5, 6) (данные представляются за один год, предшествующий базовому году, за базовый год, текущий год, период регулирования (год или первый год долгосрочного периода));- структура перетоков электроэнергии в базовом году (таблица 3 приложений 4, 5, 6);- структура технологических потерь электроэнергии (таблица 4 приложений 4, 5, 6) (данные представляются за базовый год, текущий год, период регулирования (год или первый год долгосрочного периода));- изменение количества трансформаторов в соответствии с инвестиционной программой, программой энергосбережения и производственной программой (таблица 5.1 приложений 4, 5, 6) (данные представляются за базовый год и период регулирования (год или первый год долгосрочного периода));- изменение протяженности ЛЭП в соответствии с инвестиционной программой, программой энергосбережения и производственной программой (таблица 5.2 приложений 4, 5, 6) (данные представляются за базовый год и период регулирования (год или первый год долгосрочного периода));- сводный баланс электроэнергии по уровням напряжения (таблица 6 приложений 4, 5, 6) (данные представляются за базовый год и период регулирования (год или первый год долгосрочного периода));- количество и установленная мощность трансформаторов (таблица 7 приложений 4, 5, 6) (данные представляются за два года, предшествующие базовому году, за базовый год, текущий год, период регулирования (год или первый год долгосрочного периода));________________ За два года, предшествующие базовому году и за базовый год - представляются фактически сложившиеся отчетные данные, сформированные на 31 декабря соответствующего года; за текущий год - представляются прогнозные данные, с учетом ожидаемого изменения состава оборудования в соответствии с программами энергосбережения, инвестиционными программами и производственными программами, поданные ранее в Минэнерго России, когда текущий год являлся периодом регулирования; за период регулирования (год или первый год долгосрочного периода) - представляются прогнозные ожидаемые данные с учетом ожидаемого изменения состава оборудования в соответствии с программами энергосбережения, инвестиционными программами и производственными программами.- количество и мощность устройств компенсации реактивной мощности (таблица 8 приложений 4, 5, 6) (данные представляются за два года, предшествующие базовому году, за базовый год, текущий год, период регулирования (год или первый год долгосрочного периода));- протяженность (по цепям) воздушных и кабельных линий электропередачи и шинопроводов (таблица 9 приложений 4, 5, 6) (данные представляются за два года, предшествующие базовому году, за базовый год, текущий год, период регулирования (год или первый год долгосрочного периода));- динамика основных показателей для утверждения нормативов технологических потерь электроэнергии (таблица 10 приложений 4, 5, 6) (данные представляются за два года, предшествующие базовому году, за базовый год, текущий год, период регулирования (год или первый год долгосрочного периода));- таблицы приложения 7 (результаты расчета и характеристики сети) (данные представляются за базовый год и период регулирования (год или первый год долгосрочного периода)).40. Обосновывающую документацию организации, осуществляющие услуги по передаче электроэнергии по электрическим сетям, представляют в Минэнерго России в электронном виде: - пояснительную записку;- расчеты, выполненные с применением программного обеспечения, в объеме, позволяющем выполнение проверочных расчетов с применением использованного программного обеспечения;- расчеты в формате табличного процессора (в случае отсутствия программного обеспечения);- расчетные схемы с нанесенными результатами расчетами (потоками электроэнергии и потоками активной мощности по каждому участку, уровнями напряжения в узлах) в случае, если расчеты выполнены в формате табличного процессора. При этом каждой расчетной схеме должны соответствовать отдельные таблицы с расчетами в форме табличного процессора;- таблицы приложений 4, 5, 6, 7 в формате обосновывающих таблиц, представленных на сайте Минэнерго России;- заключение энергоаудитора подтверждающее обоснованность предлагаемых к утверждению значений технологических потерь электроэнергии;- результаты измерений параметров базового периода, используемых в расчетах и соответствующие применяемым методам расчета потерь электроэнергии (передаваемой мощности, нагрузок, уровней напряжения в узлах, коэффициентов мощности нагрузки);________________ При отсутствии измерений уровней напряжений в узлах или в питающих центрах в расчетах нагрузочных и условно-постоянных потерь допускается использовать только номинальные напряжения трансформаторов в соответствии с их паспортными данными.- программа энергосбережения;- инвестиционная программа;- производственная программа (представляется в случае отсутствия программы энергосбережения и инвестиционной программы).41. Программные комплексы по расчету потерь должны основываться на методах расчета потерь, установленных настоящей Инструкцией. Программные комплексы по расчету потерь должны формировать выходные формы, соответствующие приложений 4, 5, 6, 7 настоящей Инструкции.42. В пояснительной записке должны быть указаны сведения об используемых программах расчета технологических потерь электроэнергии в электрических сетях (наименование программы, наименование разработчика, номер и год разработки используемой версии).V. Требования к оформлению и составу документации при мониторинге нормативов потерь электроэнергии в условиях долгосрочного периода регулирования43. Результаты расчетов технологических потерь электроэнергии за базовый и на регулируемый периоды организации, осуществляющие услуги по передаче электроэнергии по электрическим сетям, должны представлять в Минэнерго России в электронном виде, в том числе: - расчеты, выполненные с применением программного обеспечения, в объеме, позволяющем выполнение проверочных расчетов с применением использованного программного обеспечения;- расчеты в формате табличного процессора (в случае отсутствия программного обеспечения);- расчетные схемы с нанесенными результатами расчетами (потоками электроэнергии и потоками активной мощности по каждому участку, уровнями напряжения в узлах) в случае, если расчеты выполнены в формате табличного процессора. При этом каждой расчетной схеме должны соответствовать отдельные таблицы с расчетами в форме табличного процессора;- таблицы приложений 4, 5, 6, 7 в формате обосновывающих таблиц, представленных на сайте Минэнерго России;- заключение энергоаудитора подтверждающее обоснованность предлагаемых к утверждению значений технологических потерь электроэнергии;- результаты измерений параметров базового периода, используемых в расчетах и соответствующие применяемым методам расчета потерь электроэнергии (передаваемой мощности, нагрузок, уровней напряжения в узлах, коэффициентов мощности нагрузки);________________ При отсутствии измерений уровней напряжений в узлах или в питающих центрах в расчетах нагрузочных и условно-постоянных потерь допускается использовать только номинальные напряжения трансформаторов в соответствии с их паспортными данными.- программа энергосбережения;- инвестиционная программа;- производственная программа (представляется в случае отсутствия программы энергосбережения и инвестиционной программы).44. В случае, когда отчетный год в долгосрочном периоде регулирования является базовым годом для следующего долгосрочного периода регулирования, информация представляется один раз, при обосновании нормативов потерь электроэнергии.VI. Условия пересмотра и порядок корректировки утверждённых нормативов технологических потерь45. Условиями для обязательного пересмотра утвержденных нормативов потерь электроэнергии являются:для ЕНЭС - фактический сложившийся отпуск электроэнергии из сети в границах субъекта Российской Федерации отличается на 5% и более по отношению к своему прогнозному значению, участвовавшему в расчетах при утверждении нормативов технологических потерь электроэнергии;- фактический объем оборудования, находящегося на балансе ЕНЭС в границах субъекта Российской Федерации, отличается на 5% и более по отношению к своему прогнозному значению, участвовавшему в расчетах при утверждении нормативов технологических потерь электроэнергии (по значению суммарной установленной мощности силовых трансформаторов и/или по суммарной протяженности линий электропередачи);- для долгосрочного периода регулирования: фактический сложившийся отпуск электроэнергии из сети в границах субъекта Российской Федерации в году Т периода регулирования отличается на 5% и более по отношению к фактическому сложившемуся отпуску электроэнергии из сети года (Т-1) периода регулирования;- для долгосрочного периода регулирования: фактический объем оборудования, находящегося на балансе ЕНЭС в границах субъекта Российской Федерации, отличается на 5% и более по отношению к фактически сложившемуся объему условных единиц оборудования года (Т-1) периода регулирования (по значению суммарной установленной мощности силовых трансформаторов и/или по суммарной протяженности линий электропередачи);для ТСО- фактический сложившийся отпуск электроэнергии в сеть отличается на 5% и более по отношению к своему прогнозному значению, участвовавшему в расчетах при утверждении нормативов технологических потерь электроэнергии;- фактический объем оборудования, находящегося на балансе, отличается на 5% и более по отношению к своему прогнозному значению, участвовавшему в расчетах при утверждении нормативов технологических потерь электроэнергии (по значению суммарной установленной мощности силовых трансформаторов и/ли по суммарной протяженности линий электропередачи);- для долгосрочного периода регулирования: фактический сложившийся отпуск электроэнергии в сеть в году Т периода регулирования отличается на 5% и более по отношению к фактическому сложившемуся отпуску электроэнергии в сеть года (Т-1) периода регулирования;- для долгосрочного периода регулирования: фактический объем оборудования, находящегося на балансе, отличается на 5% и более по отношению к фактически сложившемуся объему условных единиц оборудования года (Т-1) периода регулирования (по значению суммарной установленной мощности силовых трансформаторов и/или по суммарной протяженности линий электропередачи).46. Порядок пересмотра утвержденных нормативов технологических потерь электроэнергии соответствует порядку утверждения.47. В состав обосновывающих материалов должны быть включены:- обосновывающие материалы в соответствии с п.39 настоящей Инструкции;- обосновывающие материалы, переданные на первой процедуре утверждения нормативов (только в электронном виде).Приложение 1. Методика расчета технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетямПриложение 1к Инструкции по расчету и обоснованиюнормативов технологических потерьэлектроэнергии при ее передаче поэлектрическим сетям I. Методы расчета условно-постоянных потерь электроэнергииУсловно-постоянные потери электроэнергии включают:потери на холостой ход силовых трансформаторов (автотрансформаторов);потери на корону в воздушных линиях (далее - ВЛ) 110 кВ и выше;потери в синхронных компенсаторах, батареях статических конденсаторов, статических тиристорных компенсаторах, шунтирующих реакторах (далее - ШР);потери в соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств подстанций (далее - СППС);потери в системе учета электроэнергии (трансформаторах тока (далее - ТТ), трансформаторах напряжения (далее - ТН), счетчиках и соединительных проводах);потери в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжений;потери в устройствах присоединений высокочастотной связи (далее - ВЧ связи);потери в изоляции кабелей;потери от токов утечки по изоляторам ВЛ;расход электроэнергии на собственные нужды подстанций (далее - СН);расход электроэнергии на плавку гололеда.2. Потери электроэнергии холостого хода (далее - ХХ) в силовом трансформаторе (автотрансформаторе) определяются на основе приведенных в паспортных данных оборудования потерь мощности холостого хода, по формуле:, кВт.ч, (1)где -число часов работы трансформатора (автотрансформатора) в i-м режиме, ч;-потери активной мощности холостого хода трансформатора, кВт;-напряжение на высшей стороне трансформатора (автотрансформатора) в i-м режиме, кВ;-номинальное напряжение высшей обмотки трансформатора (автотрансформатора), кВ.Напряжение на трансформаторе (автотрансформаторе) определяется с помощью измерений или с помощью расчета установившегося режима сети в соответствии с законами электротехники.Допускается для силовых трансформаторов (автотрансформаторов) потери мощности ХХ определять с учетом их технического состояния и срока службы путем измерений этих потерь методами, применяемыми на заводах-изготовителях при установлении паспортных данных трансформаторов (автотрансформаторов). При этом в обосновывающие материалы должны быть включены официально заверенные в установленном порядке протоколы измерений потерь мощности ХХ.3. Потери электроэнергии в ШР определяются по формуле (1) на основе приведенных в паспортных данных оборудования потерь мощности . Допускается определять потери в ШР на основе данных таблицы 1. Потери электроэнергии в сборных шинах распределительных устройств подстанций определяются на основе данных таблицы 1.Таблица 1. Потери электроэнергии в шунтирующих реакторах (ШР) и соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств подстанций (СППС)Таблица 1 Вид оборудования Удельные потери электроэнергии при напряжении, кВ 35 60 110 154 220 330 500 750-1150 ШР, тыс.кВт.ч/МВ·А в год 36 35 32 31 29 26 20 19 СППС, тыс.кВт.ч на ПС в год 3 6 11 18 31 99 415 737 Примечание - Значения потерь, приведенные в таблице, соответствуют году с числом дней 365. При расчете потерь в високосном году применяется коэффициент к = 366/365.Если при определении нормативных технологических потерь электроэнергии выполнялись расчеты нагрузочных потерь электроэнергии в шинопроводах подстанций, потери электроэнергии в соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств не рассчитываются.4. Потери электроэнергии в синхронном компенсаторе (далее - СК) или генераторе, переведенном в режим СК, определяются по формуле:, кВт.ч, (2)где -коэффициент максимальной нагрузки СК в базовом периоде;-потери мощности в режиме номинальной загрузки СК в соответствии с паспортными данными, кВт.Допускается определять потери в СК на основе данных таблицы 2.Таблица 2. Потери электроэнергии в синхронных компенсаторахТаблица 2 Вид оборудования Потери электроэнергии, тыс.кВт.ч в год, при номинальной мощности СК, МВ·А 5 7,5 10 15 30 50 100 160 320 СК 400 540 675 970 1570 2160 3645 4725 10260 Примечания:1. При мощности СК, отличной от приведенной в таблице, потери электроэнергии определяются с помощью линейной интерполяции.2. Значения потерь, приведенные в таблице, соответствуют году с числом дней 365. При расчете потерь в високосном году применяется коэффициент к = 366/365.5. Потери электроэнергии в статических компенсирующих устройствах - батареях статических конденсаторов (далее - БК) и статических тиристорных компенсаторах (далее - СТК) - определяются по формуле:, кВт.ч, (3)где -удельные потери мощности в соответствии с паспортными данными КУ, кВт/квар; -мощность КУ (для СТК принимается по емкостной составляющей), квар.При отсутствии паспортных данных оборудования значение ДРКУ принимается равным: для БК - 0,003 кВт/квар, для СТК - 0,006 кВт/квар.6. Потери электроэнергии в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжений, устройствах присоединения ВЧ связи, измерительных трансформаторах напряжения, электрических счетчиках 0,22-0,66 кВ принимаются в соответствии с данными заводов-изготовителей оборудования. При отсутствии данных завода-изготовителя расчетные потери принимаются в соответствии с таблицей 3.Таблица 3. Потери электроэнергии в вентильных разрядниках (РВ), ограничителях перенапряжений (ОПН), измерительных трансформаторах тока (ТТ) и напряжения (ТН) и устройствах присоединения ВЧ связи (УПВЧ)Таблица 3 Класс напряжения, Потери электроэнергии, тыс. кВт.ч в год,по видам оборудования кВ РВ ОПН ТТ ТН УПВЧ 6 0,009 0,001 0,06 1,54 0,01 10 0,021 0,001 0,1 1,9 0,01 15 0,033 0,002 0,15 2,35 0,01 20 0,047 0,004 0,2 2,7 0,02 35 0,091 0,013 0,4 3,6 0,02 110 0,60 0,22 1,1 11,0 0,22 154 1,05 0,40 1,5 11,8 0,30 220 1,59 0,74 2,2 13,1 0,43 330 3,32 1,80 3,3 18,4 2,12 500 4,93 3,94 5,0 28,9 3,24 750 4,31 8,54 7,5 58,8 4,93 Примечания1. Потери электроэнергии в УПВЧ даны на одну фазу, для остального оборудования - на три фазы.2. Потери в трех однофазных ТН принимаются равными потерям в одном трехфазном ТН.3. Потери электроэнергии в ТТ напряжением 0,4 кВ принимаются равными 0,05 тыс.кВтч/год на одну фазу.4. Значения потерь, приведенные в таблице, соответствуют году с числом дней 365. При расчете потерь в високосном году применяется коэффициент к = 366/365.5. Потери электроэнергии в ТТ и ТН включают потери в счетчиках, входящих в состав измерительных комплексов.Потери электроэнергии в электрических счетчиках прямого включения 0,22-0,66 кВ принимаются в соответствии со следующими данными, кВт.ч в год на один счетчик:однофазный, индукционный - 18,4; трехфазный, индукционный - 92,0; однофазный, электронный - 21,9; трехфазный, электронный - 73,6.7. Потери электроэнергии на корону определяются на основе данных об удельных потерях мощности, приведенных в таблице 4, и о продолжительностях видов погоды в течение расчетного периода. При этом к периодам хорошей погоды (для целей расчета потерь на корону) относят погоду с влажностью менее 100 % и гололед; к периодам влажной погоды - дождь, мокрый снег, туман.Таблица 4. Удельные потери мощности на коронуТаблица 4 Напряжение ВЛ, тип опоры, число и сечение проводов в фазе Суммарное сечение проводов в фазе, ммУдельные потери мощности на корону, кВт/км, при видах погоды хорошая сухой снег влажная изморозь 750-5 х240 1200 3,9 15,5 55,0 115,0 750-4 х 600 2400 4,6 17,5 65,0 130,0 500-3 х 400 1200 2,4 9,1 30,2 79,2 330-2 х 400 800 0,8 3,3 11,0 33,5 220ст-1 х 300300 0,3 1,5 5,4 16,5 220ст/2-1 х 300300 0,3 1,4 5,0 15,4 220жб-1 х 300300 0,4 2,0 8,1 24,5 220жб/2-1 х 300 300 0,4 1,8 6,7 20,5 154-1 х 185185 0,12 0,35 1,20 4,20 154/2-1 х 185 185 0,09 0,26 0,87 3,06 110ст-1 х 120120 0,013 0,04 0,17 0,69 110ст/2-1 х 120120 0,008 0,025 0,13 0,47 110жб-1 х 120120 0,018 0,06 0,30 1,10 110жб/2-1 х 120 120 0,01 0,035 0,17 0,61 Примечания 1. Варианты 220/2-1х300, 154/2-1х185 и 110/2-1х120 соответствуют двухцепным ВЛ. Потери во всех случаях приведены в расчете на одну цепь.2. Индексы "ст" и "жб" обозначают стальные и железобетонные опоры.3. Для линий на деревянных опорах применяют данные, приведенные в таблице для линий на стальных опорах.При отсутствии данных о продолжительностях видов погоды в течение расчетного периода потери электроэнергии на корону определяются по таблице 5 в зависимости от региона расположения линии. Распределение субъектов Российской Федерации по регионам приведено в таблице 6.Таблица 5. Удельные годовые потери электроэнергии на коронуТаблица 5 Напряжение ВЛ, кВ, число и сечение проводов в фазе Удельные потери электроэнергии на корону,тыс.кВт.ч/км в год, в регионе 1 2 3 4 5 6 7 750-5 х 240 193,3 176,6 163,8 144,6 130,6 115,1 153,6 750-4 х 600 222,5 203,9 189,8 167,2 151,0 133,2 177,3 500-3 х 400 130,3 116,8 106,0 93,2 84,2 74,2 103,4 330-2 х 400 50,1 44,3 39,9 35,2 32,1 27,5 39,8 220ст-1 х 30019,4 16,8 14,8 13,3 12,2 10,4 15,3 220ст/2-1 х30018,0 15,6 13,8 12,4 11,8 9,7 14,3 220жб-1 х 30028,1 24,4 21,5 19,3 17,7 15,1 22,2 220жб/2-1 х 300 24,0 20,7 18,3 16,5 15,1 12,9 19,0 154-1 х 1857,2 6,3 5,5 4,9 4,6 3,9 5,7 154/2-1 х 185 5,2 4,6 4,0 3,6 3,4 2,9 4,2 110ст-1 х 1201,07 0,92 0,80 0,72 0,66 0,55 0,85 110ст/2-1 х 1200,71 0,61 0,54 0,48 0,44 0,37 0,57 110жб-1 х 1201,71 1,46 1,28 1,15 1,06 0,88 1,36 110жб/2-1 х 120 0,93 0,8 0,7 0,63 0,57 0,48 0,74 Примечания 1. Значения потерь, приведенные в таблицах 4 и 5, соответствуют году с числом дней 365. При расчете потерь в високосном году применяется коэффициент к = 366/365.2. Для линий на деревянных опорах применяют данные, приведенные в таблице для линий на стальных опорах.При расчете потерь электроэнергии на корону на линиях с сечениями, отличающимися от приведенных в таблицах 4 и 5, значения таблиц 4 и 5, умножаются на отношение  , где  - суммарное сечение проводов фазы, приведенное в таблицах 4 и 5;  - фактическое сечение проводов линии.Таблица 6. Распределение субъектов Российской Федерации по регионамТаблица 6 N ре-гио-на Территориальные образования, входящие в регион 1 Республика Саха (Якутия), Хабаровский край, Камчатский край, Магаданская область, Сахалинская область 2 Республики: Карелия, КомиОбласти: Архангельская, Калининградская, Мурманская 3 Области: Вологодская, Ленинградская, Новгородская, Псковская 4 Республики: Марий Эл, Мордовия, Татарстан, Удмуртская, ЧувашскаяПермский крайОбласти: Белгородская, Брянская, Владимирская, Воронежская, Ивановская, Калужская, Кировская, Костромская, Курская, Липецкая, Московская, Нижегородская, Орловская, Пензенская, Рязанская, Самарская, Саратовская, Смоленская, Тамбовская, Тверская, Тульская, Ульяновская, Ярославская 5 Республики: Дагестан, Ингушетия, Кабардино-Балкария, Карачаево-Черкесская, Калмыкия, Северная Осетия - Алания, ЧеченскаяКрая: Краснодарский, СтавропольскийОбласти: Астраханская, Волгоградская, Ростовская 6 Республика БашкортостанОбласти: Курганская, Оренбургская, Челябинская 7 Республики: Бурятия, Хакасия, Алтай Края: Алтайский, Красноярский, ПриморскийОбласти: Амурская, Иркутская, Кемеровская, Новосибирская, Омская, Свердловская, Томская, Тюменская, Читинская Влияние рабочего напряжения линии на потери на корону учитывается умножением данных, приведенных в таблицах 4 и 5, на коэффициент, определяемый по формуле: K = 6,88U - 5,88 U, о.е.,(4)где U- отношение рабочего напряжения линии к его номинальному значению.В случае отрицательного значения коэффициента, определяемого по формуле (4), (при низких рабочих напряжениях) значение коэффициента принимается равным нулю.8. Потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам воздушных линий определяются на основе данных об удельных потерях мощности, приведенных в таблице 7, и о продолжительностях видов погоды в течение расчетного периода.По влиянию на токи утечки виды погоды объединяются в 3 группы: 1 группа - хорошая погода с влажностью менее 90%, сухой снег, изморозь, гололед; 2 группа - дождь, мокрый снег, роса, хорошая погода с влажностью 90% и более; 3 группа - туман.Таблица 7. Удельные потери мощности от токов утечки по изоляторам ВЛТаблица 7 Группа погоды Удельные потери мощности от токов утечки по изоляторам, кВт/км, на ВЛ напряжением, кВ 6 10 15 20 35 110 154 220 330 500 750-1150 1 0,011 0,017 0,025 0,033 0,035 0,055 0,063 0,069 0,103 0,156 0,235 2 0,094 0,153 0,227 0,302 0,324 0,510 0,587 0,637 0,953 1,440 2,160 3 0,154 0,255 0,376 0,507 0,543 0,850 0,978 1,061 1,587 2,400 3,600 При отсутствии данных о продолжительностях различных погодных условий годовые потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ принимаются по данным таблицы 8. Таблица 8. Удельные годовые потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛТаблица 8 Номер реги-она Удельные потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ, тыс.кВт.ч/км в год, при напряжении, кВ 6 10 15 20 35 110 154 220 330 500 750-1150 1 0,21 0,33 0,48 0,64 0,69 1,08 1,24 1,35 2,01 3,05 4,58 2 0,22 0,35 0,52 0,68 0,73 1,15 1,32 1,44 2,15 3,25 4,87 3 0,28 0,45 0,67 0,88 0,95 1,49 1,71 1,86 2,78 4,20 6,31 4 0,31 0,51 0,75 1,00 1,07 1,68 1,93 2,10 3,14 4,75 7,13 5 0,27 0,44 0,65 0,87 0,92 1,46 1,68 1,82 2,72 4,11 6,18 6 0,22 0,35 0,52 0,68 0,73 1,15 1,32 1,44 2,15 3,25 4,87 7 0,16 0,26 0,39 0,51 0,55 0,86 0,99 1,08 1,61 2,43 3,66 Примечание - Значения потерь, приведенные в таблице, соответствуют году с числом дней 365. При расчете потерь в високосном году применяется коэффициент к = 366/365.9. Расход электроэнергии на плавку гололеда определяется на основе показаний приборов учета, установленных на устройствах плавки гололеда. При отсутствии таких приборов учета допускается использование данных таблицы 9 в зависимости от района расположения ВЛ по гололеду.Таблица 9. Удельный расход электроэнергии на плавку гололедаТаблица 9 Число проводов в фазе и сечение,Суммарное сечение проводов в фазе, ммУдельный расход электроэнергии на плавку гололеда, тыс.кВт.ч/км в год, в районе по гололеду мм1 2 3 4 4х600 2400 0,171 0,236 0,300 0,360 8х300 2400 0,280 0,381 0,479 0,571 3х500 1500 0,122 0,167 0,212 0,253 5х240 1200 0,164 0,223 0,280 0,336 3х400 1200 0,114 0,156 0,197 0,237 2х400 800 0,076 0,104 0,131 0,158 2х300 600 0,070 0,095 0,120 0,143 1х330 330 0,036 0,050 0,062 0,074 1х300 300 0,035 0,047 0,060 0,071 1х240 240 0,033 0,046 0,056 0,067 1х185 185 0,030 0,041 0,051 0,061 1х150 150 0,028 0,039 0,053 0,064 1х120 120 0,027 0,037 0,046 0,054 1х95 и менее 95 0,024 0,031 0,038 0,044 Примечания:1. Удельный расход приведен в расчете на три фазы.2. Значения расхода, приведенные в таблице, соответствуют году с числом дней 365. При расчете расхода в високосном году применяется коэффициент к = 366/365.10. Потери электроэнергии в изоляции силовых кабелей на одну цепь определяются по формуле (5), кВт.ч,(5)где T -продолжительность расчетного интервала, ч;U-рабочее напряжение в начале линии, кВ;U-рабочее напряжение в конце линии, кВ;b-удельная емкостная проводимость кабеля, мкСм/км;t- тангенс угла диэлектрических потерь, о.е.;L-длина линии, км. При отсутствии справочных данных о тангенсе угла диэлектрических потерь он принимается равным 0,003.11. Расход электроэнергии СН подстанций определяется на основе показаний приборов учета, установленных на высшей стороне трансформаторов собственных нужд (далее - ТСН). При установке прибора учета на низшей стороне ТСН потери электроэнергии в ТСН, рассчитанные в соответствии с настоящей Инструкцией, добавляются к показанию счетчика. Номенклатура токоприемников СН подстанций представлена в Приложении 2 к настоящей Инструкции.В случае отсутствия приборов учета электроэнергии на СН подстанций расход электроэнергии определяется по результатам энергетического обследования. Результаты энергетического обследования должны быть представлены в составе обосновывающих документов.II. Расчет сопротивлений линий, шинопроводов, обмоток трансформаторов (автотрансформаторов)12. Активное сопротивление ВЛ определяется в соответствии с паспортными данными оборудования по формуле:, Ом,(6.1)где r - удельное активное сопротивление на 1 км провода при его температуре 20°С, Ом/км;L - длина линии по трассе, км;  - средняя температура провода за базовый период, °С;n - количество параллельных цепей, шт.При отсутствии данных о температуре провода, она принимается равной 20 °С.Реактивное сопротивление ВЛ определяется в соответствии с паспортными данными оборудования по формуле:, Ом,(6.2)где  - реактивное удельное сопротивление провода (паспортные или справочные данные провода), Ом/км;L - длина линии по трассе, км; n - количество цепей, шт.13. Активное сопротивление КЛ определяется в соответствии с паспортными данными по формуле:, Ом,(7.1)где r - удельное активное сопротивление на 1 км кабеля, Ом/км;L - длина кабеля по трассе, км; n - количество параллельных цепей, шт.Реактивное сопротивление КЛ определяется в соответствии с паспортными данными по формуле:, Ом (7.2)где  - реактивное удельное сопротивление кабеля (паспортные или справочные данные провода), Ом/км;L - длина кабеля по трассе, км; n - количество цепей, шт.14. Активное сопротивление шинопровода определяется по формуле:, Ом,(8.1)где  - удельное сопротивление шинопровода, Ом·мм/м;l - длина шинопровода, м;s - сечение шинопровода, мм; - средняя температура за период, при которой определяют сопротивление шинопровода, °С.При отсутствии данных о температуре шинопровода, она принимается равной 20 °С.Если в паспортных данных шинопровода указано значение удельного активного сопротивления на 1 км шинопровода, то активное сопротивление определяется произведением значений удельного активного сопротивления и длины шинопровода.Реактивное сопротивление шинопровода определяется по формуле:, Ом,(8.2)где х - реактивное удельное сопротивление шинопровода (паспортные или справочные данные шинопровода), Ом/м;l - длина шинопровода, м.15. Активное сопротивление двухобмоточного трехфазного трансформатора определяется в соответствии с паспортными данными оборудования по формуле:(9.1)где Р - потери мощности короткого замыкания, кВт; U - номинальное напряжение высшей обмотки, кВ;S - номинальная мощность трехфазного трансформатора, МВ·А.Реактивное сопротивление двухобмоточного трехфазного трансформатора определяется в соответствии с паспортными данными по формуле:(9.2)где U - напряжение короткого замыкания (паспортные или справочные данные трансформатора), %;U - номинальное напряжение высшей обмотки, кВ;S - номинальная мощность трехфазного трансформатора, МВ·А.В случае двухобмоточных однофазных трансформаторов, образующих трехфазную группу, активное сопротивление определяется по формуле:(10.1)где S - номинальная мощность одного двухобмоточного однофазного трансформатора (паспортные или справочные данные трансформатора), МВ·А;P - потери мощности короткого замыкания одного двухобмоточного однофазного трансформатора (паспортные или справочные данные трансформатора), кВт;U - номинальное напряжение (паспортные или справочные данные трансформатора, например U = 525/) кВ), кВ.Если из справочных данных используется номинальное напряжение без делителя , то формула должна быть преобразована в следующий вид:(10.1.1)где U' - номинальное напряжение без делителя  (междуфазное напряжение) (например U = 525 кВ), кВ.Реактивное сопротивление однофазных трансформаторов, образующих трехфазную группу активное сопротивление определяется по формуле:(10.2)где U - напряжение короткого замыкания, %. U - номинальное напряжение (паспортные или справочные данные трансформатора, например U = 525/) кВ), кВ.Если из справочных данных используется номинальное напряжение без делителя , то формула должна быть преобразована в следующий вид:(10.2.1)где U' - номинальное напряжение без делителя  (междуфазное напряжение) (например U = 525 кВ), кВ.16. Активные сопротивления трехобмоточного трехфазного трансформатора (автотрансформатора) при равных мощностях обмоток высшего, среднего и низшего напряжений определяются в соответствии с паспортными данными оборудования по формуле:(11.1)где Р, Р, Р - потери мощности короткого замыкания для пар обмоток, кВт;S - номинальная мощность трехобмоточного трехфазного трансформатора, МВ·А.Реактивные сопротивления трехфазного трехобмоточного трансформатора (автотрансформатора) определяются для каждой обмотки отдельно в соответствии с паспортными данными по формулам:(11.2)где U, U, U - напряжения короткого замыкания, %, определяемые по формуле:, %,, %, , %,(12)где U, U, U - напряжения короткого замыкания для пар обмоток (паспортные или справочные данные трансформатора), %;S - номинальная мощность трехобмоточного трехфазного трансформатора, МВ·А.Активные сопротивления трехобмоточного трехфазного трансформатора с обмотками различной номинальной мощности, определяются в соответствии с паспортными данными оборудования по формуле:(13)где  - коэффициент, учитывающий приведение потерь короткого замыкания для трансформаторов с обмотками различной номинальной мощности к мощности обмотки высшего напряжения:(14)где U, U - номинальное напряжение высшей и средней обмотки, кВ.Если паспортные данные оборудования содержат одно из трех значений потерь короткого замыкания, то расчет активных сопротивлений выполняется с использованием "сквозного активного сопротивления" с последующим его разделением по ветвям схемы замещения в пропорциях, определяемых отношениями номинальных мощностей обмоток, представленных в таблице 11.Таблица 11. Соотношение мощностей и активных сопротивлений трехобмоточного трансформатораТаблица 11 Мощность обмоток трансформатора по отношению к номинальной,%Активное сопротивление, Ом SSSRRR100 100 100 0,5R0,5R0,5R100 67 100 0,5 R0,75 R0,5 R100 100 67 0,5 R0,5 R0,75 R100 67 67 0,55 R0,82 R0,82 R100 100 50 0,5 R0,5 RR100 50 50 0,5 RRR100 100 33 0,5 R0,5 R1,5 RСквозное активное сопротивление определяется по формуле:(15)где S - номинальная мощность одного трехобмоточного однофазного трансформатора (автотрансформатора) из группы, МВ·А;P - потери мощности короткого замыкания одного трехобмоточного однофазного трансформатора (автотрансформатора), кВт;U - номинальное напряжение высшее фазное, кВ (паспортные или справочные данные трансформатора, например U = 525/) кВ), кВ.Если из справочных данных используется номинальное напряжение без делителя , то формула должна быть преобразована в следующий вид:(15.1)где U' - номинальное напряжение высшее без делителя 3 (междуфазное напряжение) (например U = 525 кВ), кВ.17. Активные сопротивления трехобмоточных однофазных трансформаторов, образующих трехфазную группу, определяются по формуле:,(16.1)где S - номинальная мощность трехобмоточного однофазного трансформатора из группы, МВ·А.Реактивные сопротивления трехобмоточных однофазных трансформаторов (автотрансформаторов), образующих трехфазную группу, определяются по формулам:,(16.2)где S - номинальная мощность одного трехобмоточного однофазного трансформатора (автотрансформатора) из группы, МВ·А;U - номинальное напряжение высшее (паспортные или справочные данные трансформатора, например U = 525/) кВ), кВ.U, U, U - напряжения короткого замыкания, %, определяемые по формуле:, %,, %, , %,(17)где U, U, U - напряжения короткого замыкания для пар обмоток (паспортные или справочные данные трансформатора), %.Если из справочных данных используется номинальное напряжение без делителя , то формула должна быть преобразована в следующий вид:,(16.2.1)где U' - номинальное напряжение высшее без делителя  (междуфазное напряжение) (например U = 525 кВ), кВ.18. Активные сопротивления однофазного трансформатора с расщепленной обмоткой определяются для каждой обмотки отдельно в соответствии с паспортными данными по формуле:, Ом/фазу,., Ом/фазу,(18.1)где S - номинальная мощность одного однофазного трансформатора с расщепленной обмоткой (паспортные или справочные данные трансформатора), МВ·А;P - потери мощности короткого замыкания одного однофазного трансформатора с расщепленной обмоткой (паспортные или справочные данные трансформатора), кВт;U - номинальное напряжение высшее (паспортные или справочные данные трансформатора, например U = 525/ кВ), кВ.Если из справочных данных используется номинальное напряжение без делителя , то формула должна быть преобразована в следующий вид:, Ом/фазу,., Ом/фазу,(18.1.1)где U' - номинальное напряжение высшее без делителя  (междуфазное напряжение) (например U = 525 кВ), кВ.Реактивное сопротивление обмотки высшего напряжения однофазного трансформатора с расщепленной обмоткой принимается равным нулю. Реактивные сопротивления обмоток низкого напряжения определяются для каждой обмотки отдельно в соответствии с паспортными данными по формуле:, Ом/фазу, , Ом/фазу,(18.2)где U - напряжение короткого замыкания, %.U - номинальное напряжение высшее (паспортные или справочные данные трансформатора, например U = 525/) кВ), кВ.Если из справочных данных используется номинальное напряжение без делителя , то формула должна быть преобразована в следующий вид: , Ом/фазу, , Ом/фазу,(18.2.1)где U' - номинальное напряжение высшее без делителя  (междуфазное напряжение) (например U = 525 кВ), кВ.III. Методы расчета нагрузочных потерь электроэнергии19. Нагрузочные потери электроэнергии включают в себя потери в:- воздушных и кабельных линиях;- трансформаторах (автотрансформаторах);- шинопроводах;- токоограничивающих реакторах.Методы расчета нагрузочных потерь электроэнергии в отдельных элементах электрических сетей20. Нагрузочные потери электроэнергии в каждом элементе электрических сетей могут быть рассчитаны одним из следующих методов в зависимости от информационной обеспеченности (методы представлены в порядке понижения точности получаемых результатов расчета):1) оперативных расчетов;2) средних нагрузок.Для электрических сетей ЕНЭС в отдельных элементах электрической сети допускается использовать только метод оперативных расчетов.Метод оперативных расчетовНагрузочные потери электроэнергии в ВЛ, КЛ, шинопроводе или двухобмоточном трансформаторе определяются по формуле:______________ При расчете потерь электроэнергии в элементе сети номинальным напряжением ниже 1 кВ (участок сети) расчет выполняется по каждой фазе отдельно., кВт.ч,(19)где R - активное сопротивление ВЛ, КЛ, шинопровода или двухобмоточного трансформатора, Ом; I - токовая нагрузка ВЛ, КЛ, шинопровода или двухобмоточного трансформатора, принимаемая на интервале времени t неизменной, А;P, Q - значения активной и реактивной мощности ВЛ, КЛ, шинопровода или двухобмоточного трансформатора, принимаемые на интервале времени t неизменными, МВт, Мвар, соответственно;U - значение напряжения на ВЛ, КЛ, шинопровода или двухобмоточного трансформатора, принятое на интервале t неизменным, кВ;t - интервал времени, в течение которого нагрузка элемента сети с сопротивлением R принимается неизменной;M - количество интервалов времени t в базовом периоде.Нагрузочные потери электроэнергии в автотрансформаторе (трехобмоточном трансформаторе) определяются по формуле:, кВт.ч,(20)где P, Р, P, Q, Q, Q, I, I, I - значения активной и реактивной мощностей, токовых нагрузок по обмоткам автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), принимаемые на интервале t неизменными, МВт, Мвар, А, соответственно;U, U, U - значения напряжения по высшей, средней и низшей обмоткам автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора) на интервале времени t, кВ;R, R, R - активные сопротивления обмоток автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), Ом.При отсутствии измерений на низкой стороне автотрансформаторов на каждом интервале времени t расчетного периода Т допускается выполнять расчет потерь электроэнергии по данным обмоток высшего и среднего напряжения.Нагрузочные потери электроэнергии в токоограничивающем реакторе за базовый период определяются по формуле:, кВт.ч,(21)где Р - значение потерь активной мощности в фазе реактора при его номинальном токе, кВт;I - значение номинального тока, А;I - значение рабочего тока, принимаемого на интервале t неизменными, А.Метод средних нагрузокНагрузочные потери электроэнергии в ВЛ, КЛ, шинопроводе или двухобмоточном трансформаторе определяются по формуле:__________________ При расчете потерь электроэнергии в элементе сети номинальным напряжением ниже 1 кВ (участок сети) учитываются особенности расчета, описанные в п.29 настоящего приложения., кВт.ч,(22)где P - потери мощности в ВЛ, КЛ, шинопроводе или двухобмоточном трансформаторе при средних за период нагрузках, кВт, определяются по формуле (25); k - квадрат коэффициента формы графика за период, о.е.;k - коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки (принимается равным 0,99), о.е.;T - число часов в периоде, ч.Коэффициент формы графика определяется по формуле:, о.е.,(23)где k - коэффициент заполнения графика определяется по формуле:, о.е.,(24)где W-отпуск электроэнергии в сеть за время Т, кВт.ч;Т-число часов использования наибольшей нагрузки сети.При отсутствии данных о коэффициенте заполнения графика нагрузки, для электрических сетей 6 кВ и выше необходимо принимать k = 0,7, для электрических сетей ниже 1 кВ - k = 0,5.Нагрузочные потери мощности при средних за период нагрузках в ВЛ, КЛ, шинопроводе или двухобмоточном трансформаторе определяются по формуле:, кВт,(25)где P, Q - средние значения активной и реактивной мощности за период Т, МВт, Мвар;t - коэффициент реактивной мощности, о.е.;U - среднее напряжение элемента за период Т, кВ;I- среднее значение токовой нагрузки, А, определяется по формуле (26);R - активное сопротивление ВЛ, КЛ, шинопровода или двухобмоточного трансформатора, Ом.Средняя нагрузка определяется по формуле:(26)где W  - электроэнергия в узле за период Т, кВт.ч.Нагрузочные потери электроэнергии в автотрансформаторе (трехобмоточном трансформаторе) за период определяются по формуле:, кВт.ч,(27)где P - потери мощности в автотрансформаторе (трехобмоточном трансформаторе) при средних за период нагрузках, кВт, определяются по формуле (28).Коэффициент формы графика определяется по формулам (23-24).Нагрузочные потери мощности при средних за период нагрузках в автотрансформаторах (трехобмоточных трансформаторах) определяются по формуле:, кВт,(28)где P, P, P, Q, Q, Q, I, I, I - средние значения активной и реактивной мощностей, токовых нагрузок за период Т по обмоткам автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), МВт, Мвар, А, соответственно;U, U, U - средние значения напряжения за период Т по выcшей, средней и низшей обмоткам автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора), кВ;t - коэффициент реактивной мощности, о.е.;R, R R - активные сопротивления обмоток автотрансформатора, Ом.Средняя нагрузка определяется по формуле (26) для каждой обмотки отдельно.При отсутствии измерений на низкой стороне автотрансформаторов за период Т допускается выполнять расчет потерь электроэнергии по данным обмоток высшего и среднего напряжения.Нагрузочные потери мощности в токоограничивающем реакторе с использованием среднего рабочего тока за период Т:, кВт.ч,(29)где P - потери мощности в токоограничивающем реакторе при средних за период нагрузках узлов, кВт, определяются по формуле (30).Коэффициент формы графика определяется по формулам (23-24).Нагрузочные потери мощности при средних за период нагрузках в токоограничивающем реакторе определяются по формуле: кВт,(30)где I - значение среднего рабочего тока в периоде Т, А.Средняя нагрузка определяется по формуле (26).23. Расчет потерь напряжения на участке сети выполняется по формуле: , В,(31)где Р - значение активной мощности в начале участка, кВт;Q - значение реактивной мощности в начале участка, квар;R - значение активного сопротивления участка сети, Ом;Х - значение реактивного сопротивления участка сети, Ом;U - значение напряжения в начале участка, кВ.Относительное значение потерь напряжения на участке сети определяется по формуле:,%.(31.1)Методы расчета нагрузочных потерь электроэнергии в электрической сети в целом24. Нагрузочные потери электроэнергии в электрической сети в целом могут быть рассчитаны одним из шести следующих методов в зависимости от объема имеющейся информации о схемах и нагрузках сетей (методы расположены в порядке снижения точности расчета):1) оперативных расчетов;2) расчетных суток;3) средних нагрузок;4) числа часов наибольших потерь мощности;5) оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети 0,4 кВ;6) расчета потерь электроэнергии в линиях 0,4 кВ в зависимости от величины падения напряжения.Для электрических сетей ЕНЭС в электрической сети допускается использовать только метод оперативных расчетов и метод расчетных суток.Потери мощности в сети при использовании для расчета потерь электроэнергии методов 1-4 рассчитываются на основе заданной схемы сети и нагрузок ее элементов, определенных с помощью измерений или с помощью расчета нагрузок элементов электрической сети в соответствии с настоящей Методикой.Потери электроэнергии по методам 2-4 могут рассчитываться за каждый месяц расчетного периода с учетом схемы сети, соответствующей данному месяцу. Допускается рассчитывать потери за расчетные интервалы, включающие в себя несколько месяцев, схемы сетей в которых могут рассматриваться как неизменные. Потери электроэнергии за период определяют как сумму потерь, рассчитанных для входящих в данный период месяцев (расчетных интервалов).При отсутствии информации о коэффициентах мощности нагрузки (cos) принимается: для сетей ВН использовать значение 0,85 о.е., для сетей СН1-НН использовать значение 0,9 о.е. Метод оперативных расчетов25. Метод оперативных расчетов состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле:, кВт.ч,(32)где n -число элементов сети;t-интервал времени, в течение которого токовую нагрузку I i-го элемента сети с сопротивлением R принимают неизменной, час;m -число интервалов времени.Токовые нагрузки элементов сети определяются на основе данных диспетчерских ведомостей, оперативных измерительных комплексов и автоматизированных систем учета электрической энергии.Метод расчетных суток26. Метод расчетных суток состоит в расчете нагрузочных потерь электроэнергии по формуле: , кВт.ч,(33)где N, M -количество месяцев, относимых к условным периодам лета и зимы, соответственно. N+M=12;-нагрузочные потери в каждом i-м месяце периода "минимальных нагрузок", кВт.ч;-нагрузочные потери в каждом j-м месяце периода "максимальных нагрузок", кВт.ч; Отнесенние месяца к условному периоду "минимальных нагрузок" и "максимальных нагрузок" определяется для года исходя из сравнения среднего арифметического значения отпусков электроэнергии в сеть (для ЕНЭС - отпуск из сети) за год с отпуском электроэнергии в сеть (для ЕНЭС - отпуск из сети) каждого месяца. Месяцы, в которых отпуск электроэнергии в сеть (для ЕНЭС - отпуск из сети) меньше или равен среднему значению, относятся к месяцам "минимальных нагрузок", остальные месяцы года - к месяцам "максимальных нагрузок".Нагрузочные потери электроэнергии в каждом из месяцев определяется по формулам: , кВт.ч,(34) . кВт.ч,(34.1)где -потери электроэнергии в базовых сутках периода "минимальных нагрузок", кВт.ч;-потери электроэнергии в базовых сутках периода "максимальных нагрузок", кВт.ч; -отпуск электроэнергии в сеть i месяца, кВт.ч;-отпуск электроэнергии в сеть базового месяца периода "минимальных нагрузок", кВт.ч;-отпуск электроэнергии в сеть базового месяца периода "максимальных нагрузок", кВт.ч;-квадрат коэффициента формы графика суточных отпусков электроэнергии в сеть (график с числом значений, равным числу дней в базовом месяце периода "минимальных нагрузок"), о.е.;-квадрат коэффициента формы графика суточных отпусков электроэнергии в сеть (график с числом значений, равным числу дней в базовом месяце периода "максимальных нагрузок"), о.е.;-эквивалентное число дней в i-ом месяце, дней;k-коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки различных ветвей сети, о.е.;k-коэффициент, учитывающий влияние потерь в арматуре ВЛ и принимаемый равным 1,02 для линий напряжением 110 кВ и выше и равным 1,0 для линий более низких напряжений, о.е.Потери электроэнергии в базовых сутках  определяются как сумма потерь мощности, рассчитанная для каждого часового интервала расчетных суток (максимальная продолжительность интервала - один час). Коэффициент k определяется по формуле:о.е.(35)где W-отпуск электроэнергии в сеть (для ЕНЭС - отпуск из сети) за i-й день базового месяца, кВт.ч; Д-число дней в месяце, дней.При отсутствии данных об отпуске электроэнергии в сеть (для ЕНЭС - отпуске из сети) за каждые сутки месяца коэффициент k определяется по формуле:(36)где Д, Д-число рабочих и нерабочих дней в месяце (Д = Д +Д);k-отношение значений энергии, потребляемой в средний нерабочий и средний рабочий дни k = W / W, о.е.Эквивалентное число дней в i-ом месяце определяется по формуле:.(37)Метод средних нагрузок27. Метод средних нагрузок состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле: , кВт.ч,(38)где P-потери мощности в сети при средних за расчетный интервал нагрузках узлов, кВт; k-квадрат коэффициента формы графика суммарной нагрузки сети за расчетный интервал, о.е.;k-коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки различных ветвей сети, о.е.;Т-продолжительность j-го расчетного интервала, ч.Коэффициент формы графика суммарной нагрузки сети за расчетный интервал определяется по формуле:,(39)где P-значение нагрузки на i-й ступени графика продолжительностью t, кВт;m -число ступеней графика на расчетном интервале; P-средняя нагрузка сети за расчетный интервал, кВт.Коэффициент k в формуле (38) принимается равным 0,99. Для сетей 6-20 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений P и P в формуле (39) могут использоваться значения тока головного участка I и I. В этом случае коэффициент k принимают равным 1,02.Допускается определять коэффициент формы графика за расчетный интервал по формуле:, о.е.,(40)где k-квадрат коэффициента формы суточного графика дня контрольных замеров, рассчитанный по формуле (39);k-квадрат коэффициента формы графика месячных отпусков электроэнергии в сеть (график с числом значений, равным числу месяцев в расчетном интервале), рассчитываемый по формуле:о.е.,(41)где W-отпуск электроэнергии в сеть за i-й месяц расчетного интервала, кВт.ч;W-среднемесячный отпуск электроэнергии в сеть за месяцы расчетного интервала, кВт.ч .При расчете потерь за месяц k = 1.При отсутствии графика нагрузки значение k определяется по формуле:.(42)Коэффициент заполнения графика суммарной нагрузки сети k определяется по формуле:  ,(43)где W-отпуск электроэнергии в сеть за время Т, кВт.ч; Т-число часов использования наибольшей нагрузки сети, ч.Средняя нагрузка i-го узла определяется по формуле: , кВт,(44)где W-энергия, потребленная (генерированная) в i-м узле за время Т, кВт.ч.Метод числа часов наибольших потерь мощности28. Метод числа часов наибольших потерь мощности состоит в расчете потерь электроэнергии по формуле: , кВт.ч,(45)где P-потери мощности в режиме наибольшей нагрузки сети, кВт;-относительное число часов наибольших потерь мощности, определенное по графику суммарной нагрузки сети за расчетный интервал.Относительное число часов наибольших потерь мощности определяется по формуле: , о.е.,(46)где P-наибольшее значение из m значений P в расчетном интервале, кВт.Коэффициент k в формуле (45) принимается равным 1,03. Для сетей 6-20 кВ и радиальных линий 35 кВ вместо значений P и P в формуле (46) могут использоваться значения тока головного участка I и I. В этом случае коэффициент k принимается равным 1,0.Допускается определять относительное число часов наибольших потерь мощности за расчетный интервал по формуле:(47)где -относительное число часов наибольших потерь мощности, рассчитанное по формуле (46) для суточного графика дня контрольных замеров, о.е.Значения  и  рассчитывается по формулам: ;(48)(49)где W-отпуск электроэнергии в сеть в расчетном месяце, кВт.При расчете потерь за месяц  = 1.При отсутствии графика нагрузки значение  определяется по формуле:(50)Методы расчета потерь электроэнергии в сети 0,4 кВ29. Методы расчета потерь электроэнергии в сети 0,4 кВНагрузочные потери электроэнергии в сети 0,4 кВ рассчитываются следующими методами:оценки потерь электроэнергии на основе зависимости потерь от обобщенной информации о схемах и нагрузках сети;расчета потерь электроэнергии в линиях 0,4 кВ в зависимости от величины падения напряжения; поэлементного расчета потерь мощности и электроэнергии с использованием схемы электрической сети и ее режимных параметров. Метод оценки потерь электроэнергии на основе зависимости потерь от обобщенной информации о схемах и нагрузках сетиПотери электроэнергии в N линиях 0,4 кВ со средним сечением головных участков F, мм, отпуском электроэнергии в линии W, тыс.кВт.ч, за период Д, дней, рассчитываются в соответствии с методом оценки потерь электроэнергии на основе зависимости потерь от обобщенной информации о схемах и нагрузках сети (*) по формуле: , тыс.кВт.ч, (51) где L-эквивалентная суммарная длина линий, км;-средний коэффициент реактивной мощности, о.е.;k-коэффициент, учитывающий характер распределения нагрузок по длине линии и неодинаковость нагрузок фаз.* Примечания: 1) Метод оценки потерь электроэнергии на основе зависимости потерь от обобщенной информации о схемах и нагрузках сети может применяться для расчета потерь электроэнергии в совокупности линий общим количеством не менее суммарного количества линий, отходящих от 150 шт. трансформаторов 6-20/0,4 кВ или более. Для электрических сетей меньшего объема применяются:- метод расчета потерь электроэнергии в линиях 0,4 кВ в зависимости от величины падения напряжения- метод поэлементного расчета потерь мощности и электроэнергии с использованием схемы электрической сети и ее режимных параметров.2) при определении W исключается объем электроэнергии, переданный потребителям, подключенным непосредственно к шинам питающих подстанций.3) в случае, если среднее количество линий, отходящих от одного трансформатора, составляет 3 шт. и менее, необходимо подтверждение в виде предоставления схем электрической сети НН.Эквивалентная суммарная длина N линий определяется по формуле (*):L = L + 0,44 L + 0,22 L , км,(52)где L-суммарная длина магистралей N линий 0,4 кВ, км;L-суммарная длина двухфазных и трехфазных ответвлений N линий 0,4 кВ, км; L-суммарная длина однофазных ответвлений N линий 0,4 кВ, км.* Примечания:1. При определении магистрали одной линии 0,4 кВ рассчитывается наибольшее расстояние от шин 0,4 кВ распределительного трансформатора 6-20/0,4 кВ до наиболее удаленного потребителя присоединенного к трехфазной или двухфазной линии.2. При определении эквивалентной длины линии в длину ответвления не включаются электрические сети, относящиеся к общедомовому имуществу многоквартирных жилых домов (в том числе внутридомовые электрические сети), а также ответвления к жилым домам, если граница балансовой принадлежности (эксплуатационной ответственности) находится на опоре.При наличии алюминиевых, стальных и медных проводов в магистрали или ответвлениях в формулу (52) подставляют длины линий, определяемые по формуле:L = L + 4 L + 0,6 L, км,(53)где L, L, L-длины алюминиевых, стальных и медных проводов, соответственно, км.Коэффициент k определяют по формуле:k = k (7,002 - 2,403d - 1,332d)·(1,125+0,126·d),(54)где d-доля энергии, отпускаемой населению, проживающему в индивидуальных жилых домах, по отношению к суммарному отпуску в сеть 0,4 кВ, о.е.;k-коэффициент, принимаемый равным 1 для линии 400/230 В и равным 3 для линии 220/127 В.Коэффициент F определяется по формуле*:, мм,(55)где F - сечение головного участка i-ой линии, мм;L - длина головного участка i-ой линии, км.* Примечание: Длина головного участка определяется как суммарная протяженность участков сети одинакового сечения от центра питания до первого разветвления электрической сети или до первой подключенной к узлу сети нагрузки.При отсутствии данных о коэффициенте заполнения графика и (или) коэффициенте реактивной мощности, принимается k = 0,5; t = 0,48 (соответствует cos  = 0,9).При отсутствии учета электроэнергии, отпускаемой в линии 0,4 кВ, ее значение определяется, вычитанием из энергии, отпущенной в сеть 6-20 кВ, потерь в оборудовании 6-20 кВ и энергии, отпущенной в трансформаторные подстанции (далее - ТП) 6-20/0,4 кВ, энергии, отпущенной потребителям, подключенным к шинам ТП и в линии 0,4 кВ, находящиеся на балансе потребителей.Метод расчета потерь электроэнергии в линиях 0,4 кВ в зависимости от величины падения напряженияМетод расчета потерь электроэнергии в линиях 0,4 кВ в зависимости от величины падения напряжения может применяться для расчета потерь электроэнергии в линиях, отходящих от 150 шт. трансформаторов 6-20/0,4 кВ или менее. Для электрических сетей большего объема применяются:- метод оценки потерь электроэнергии на основе зависимости потерь от обобщенной информации о схемах и нагрузках сети;- метод поэлементного расчета потерь мощности и электроэнергии с использованием схемы электрической сети и ее режимных параметров.Для реализации метода расчета потерь электроэнергии в линиях 0,4 кВ в зависимости от величины падения напряжения производятся измерения уровней фазных напряжений на шинах ТП и в электрически удаленной точке линии 0,4 кВ в режиме максимальной нагрузки. По данным измерений определяется абсолютная и относительная величина потерь напряжения (U) в процентах по отношению к среднему фазному напряжению на шинах 0,4 кВ ТП 6-20/0,4 кВ. При отсутствии результатов измерения уровней фазных напряжений в базовом периоде на шинах ТП и в электрически удаленной точке использование метода запрещается.Потери электроэнергии в линии напряжением 0,4 кВ (от % отпуска электроэнергии в сеть) определяются по формуле:%,(56)где U -потеря напряжения в максимум нагрузки сети от шин ТП до наиболее электрически удаленного электроприемника, %; К-коэффициент, учитывающий неравномерность распределения нагрузок по фазам, о.е.Если измеренные уровни фазных напряжений на шинах ТП различны, то при определении U напряжение на шинах ТП принимается как среднее арифметическое из трех измеренных значений. Если в электрически удаленной точке линии 0,4 кВ в режиме максимальной нагрузки фазное напряжение измерялось на трехфазном вводе и получены все фазные напряжения, в качестве расчетного принимается минимальное из трех измеренных значений.Коэффициент К определяется по формуле:К = 3 (57)где Iа, Iв, Ic -измеренные токовые нагрузки фаз, А;R, R-отношение сопротивлений нулевого и фазного проводов, Ом.При отсутствии данных о токовых нагрузках фаз следует принимать:для линий с R /R = 1 К = 1,13;для линий с R /R = 2 К = 1,2.Число часов наибольших потерь мощности в формуле (56) определяется по формуле:, ч.,(58)где Т - число часов использования максимальной нагрузки, час.Метод поэлементного расчета потерь мощности и электроэнергии с использованием схемы электрической сети и ее режимных параметровПри необходимости точного расчета потерь электроэнергии в электрических сетях 0,4 кВ и при наличии достаточного количества исходной информации, а также при расчете потерь электроэнергии в отдельных линиях 0,4 кВ рекомендуется использовать методы поэлементного расчета потерь мощности и электроэнергии с использованием схемы электрической сети и ее режимных параметров.Расчет потерь электроэнергии выполняется методом средних нагрузок по формуле: , кВт.ч,(59)где P-потери мощности в сети при средних за расчетный интервал нагрузках узлов, кВт; k-квадрат коэффициента формы графика суммарной нагрузки сети за расчетный интервал;k-коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки различных ветвей сети;К-коэффициент, учитывающий неравномерность распределения нагрузок по фазам (для однофазного участка сети коэффициент равен 1);Т-продолжительность j-го расчетного интервала, ч.В зависимости от исполнения участка для расчета потерь мощности и напряжения в сети при средних за расчетный интервал нагрузках узлов используются следующие формулы:Участок сети с тремя фазами:Потери мощности на участке сети определяются по формуле:, кВт,(60)где I-средний за расчётный интервал Т фазный ток в одной фазе, А;R-активное сопротивление одной фазы, Ом;P, Q-средние суммарные значения активной и реактивной мощности за период Т в трех фазах, МВт, Мвар;U-среднее фазное напряжение в узле элемента за период Т, кВ.Потери напряжения на участке сети определяются по формуле:, кВ.(61)где Z-полное комплексное сопротивление одной фазы на участке сети, Z = R+jХ, Ом;S-суммарное значение полной мощности в трех фазах в начале участка сети, МВА;U-фазное напряжение в начале участка сети, кВ.Участок сети с двумя фазами:Потери мощности определяются по формуле:, кВт,(62)где I-средний за расчётный интервал Т фазный ток в одной фазе, А;R-активное сопротивление одной фазы, Ом;P, Q-средние суммарные значения активной и реактивной мощности за период Т в двух фазах, МВт, Мвар;U-среднее фазное напряжение в узле элемента за период Т, кВ.Потери напряжения на участке сети определяются по формуле:.(63)где Z-полное комплексное сопротивление одной фазы на участке сети (1-2), Z = R + jХ, Ом;Z-полное комплексное сопротивление нулевого провода на участке сети (1-2), Z = R +jХ, Ом;S-суммарное значение полной мощности в двух фазах в начале участка сети, МВА;U-фазное напряжение в начале участка сети, кВ.Участок сети с одной фазой:Потери мощности определяются по формуле:.(64)где I-средний за расчётный интервал Т фазный ток в одной фазе, А; R-активное сопротивление одной фазы, Ом;P, Q-средние суммарные значения активной и реактивной мощности за период Т в одной фазе, МВт, Мвар;U-среднее фазное напряжение в узле элемента за период Т, кВ.Потери напряжения определяются по формуле:.(65)где Z-полное комплексное сопротивление одной фазы на участке сети (1-2), Z = R + jХ, Ом;Z-полное комплексное сопротивление нулевого провода на участке сети (1-2), Z = R +jХ, Ом;S-суммарное значение полной мощности в одной фазе в начале участка сети, МВА;U-фазное напряжение в начале участка сети, кВ.IV. Порядок расчета потерь, обусловленных допустимыми погрешностями системы учета электроэнергииАбсолютные потери электроэнергии (тыс.кВт.ч), обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии (W), определяются как предельное значение величины допустимого небаланса электроэнергии в целом по электрической сети с учетом данных за базовый период по формуле:W = ,(66)где  ()-погрешность измерительного канала принятой (отданной) активной электроэнергии по электрической сети, %;W (W) -прием (отдача) электроэнергии, зафиксированные измерительными каналами активной электроэнергии по электрической сети, тыс.кВт.ч;n -количество точек учета, фиксирующих прием электроэнергии, шт.;m -количество точек учета, фиксирующих отдачу электроэнергии, в том числе крупным потребителям, шт.;k-количество точек учета трехфазных потребителей (за минусом, учтенных в "m"), шт.;k-количество точек учета однофазных потребителей (за минусом, учтенных в "m"), шт.;W-потребление электроэнергии трехфазными потребителями (за минусом, учтенных в "m"), тыс.кВт.ч;W-потребление электроэнергии однофазными потребителями (за минусом, учтенных в "m"), тыс.кВт.ч.Относительные потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии, для ТСО в базовом периоде равны:W,% =,%,(67)где W-отпуск электроэнергии в сеть в целом по электрической сети за базовый период.Относительные потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии, для ЕНЭС в базовом периоде равны:W ,% =,%,(68)где W-отпуск электроэнергии из сети в целом по электрической сети за базовый период.Погрешность измерительного канала активной электроэнергии определяется по формуле: ,(69)где -основные допустимые погрешности счетчиков, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения при нормальных условиях (принимаются по значению классов точности), %;-предел допустимых потерь напряжения в линиях присоединения счетчиков к ТН, принимается равным 0,25%.Потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии, по уровням напряжения распределяются пропорционально отпуску электроэнергии в сеть (для ЕНЭС - к отпуску из сети) по уровням напряжения как в базовом, так и в регулируемом периодах.В случае если в базовом году технологические потери электроэнергии превышают фактические (отчетные) потери электроэнергии в целом или хотя бы по одному уровню напряжения, то в регулируемом году потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета, принимаются равными нулю.В случае если отпуск электроэнергии в сеть ТСО определяется на основании результатов измерений по измерительным комплексам общим количеством 10 или менее штук, то потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии, принимаются равными нулю.Приложение 2. Номенклатура элементов расхода электроэнергии на собственные нужды подстанцийПриложение 2к Инструкции по расчетуи обоснованию нормативовтехнологических потерь электроэнергиипри ее передаче по электрическим сетям Номенклатура включает расход электроэнергии на следующие цели:охлаждение трансформаторов и автотрансформаторов;обогрев, освещение и вентиляцию помещений (ОПУ, ЗРУ, ОВБ аккумуляторной, компрессорной, насосной пожаротушения, здание вспомогательных устройств синхронных компенсаторов, проходной);освещение территории;питание зарядно-подзарядных устройств аккумуляторных батарей;питание оперативных цепей и цепей управления (на подстанциях с переменным оперативным током);обогрев ячеек КРУН (с аппаратурой релейной защиты и автоматики, счетчиками или выключателями) и релейных шкафов наружной установки;обогрев приводов и баков масляных выключателей;обогрев приводов отделителей и короткозамыкателей;обогрев приводов и маслобаков переключающих устройств РПН;обогрев электродвигательных приводов разъединителей;обогрев электросчетчиков в неотапливаемых помещениях;обогрев агрегатных шкафов и шкафов управления воздушных выключателей;питание компрессоров;обогрев воздухосборников;питание вспомогательных устройств синхронных компенсаторов (масляные, циркуляционные и дренажные насосы, задвижки, автоматика);электропитание аппаратуры связи и телемеханики;обеспечение электроэнергией небольших по объему ремонтных работ, выполняемых в процессе эксплуатации;прочие: электроэнергия для дренажных насосных, устройств РПН, дистилляторов, и т.д.К расходу электроэнергии на собственные нужды подстанций относится также расход электроэнергии на электроприемники, наличие которых обусловлено спецификой эксплуатации оборудования подстанций: кондиционирование помещения щита управления (жаркая климатическая зона), обогрев дорожек к оборудованию на открытой части подстанции (в районах с обильными снегопадами) и т.п.Из расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций должен быть исключен расход электроэнергии на хозяйственные нужды.Приложение 3. Перечень рекомендуемых мероприятий по снижению технологических потерь электроэнергииПриложение 3к Инструкции по расчетуи обоснованию нормативовтехнологических потерь электроэнергиипри ее передаче по электрическим сетям Индекс мероп-риятия Наименование мероприятия Единицы измерения физических объемов выполнения мероприятий Пояснения к единицам измерения 1 2 3 4 5 1 Мероприятия по оптимизации режимов, ремонту и эксплуатационному обслуживанию электрических сетей 1.1 Оптимизация мест размыкания линий ВН - СН2 Расчеты, шт. ВЛ, шт. Количество оптимизационных расчетов и размыкаемых линий и в соответствии с результатами расчета 1.2.Оптимизация установившихся режимов электрической сети:по реактивной мощностипо активной мощности Расчеты, шт. транс-фор-маторов, шт. Количество оптимизационных расчетов и трансформаторов, на которых устанавливаются оптимальные коэффициенты трансформации в соответствии с результатами расчетов. 1.3.Оптимизация распределения нагрузки между подстанциями основной электрической сети 110 кВ и выше переключениями в ее схеме шт. шт. Количество оптимизационных расчетов и переключаемых линий в схеме электрической сети в соответствии с результатами расчета 1.4.Оптимизация мест размыкания контуров электрических сетей с различными номинальными напряжениями220 кВ и выше35 - 110 кВ 20 кВ и ниже шт. шт. Количество оптимизационных расчетов и размыкаемых линий в соответствии с результатами расчетов (отдельно по напряжениям)1.5.Оптимизация рабочих напряжений в центрах питания радиальных электрических сетей220 кВ и выше35-110 кВ 6-20 кВ1 кВ и ниже шт. Количество центров питания, в которых оптимизируются напряжения (отдельно по напряжениям)1.6.Отключение в режимах малых нагрузок:линий электропередачи в замкнутых электрических сетях и на двухцепных линиях:220 кВ и выше35 - 110 кВ 20 кВ и ниже количество ВЛ, шт. км Количество и длина отключаемых линий (отдельно по напряжениям)трансформаторов на подстанциях с двумя и более трансформаторами:220 кВ и выше35 - 110 кВ 20 кВ и ниже тыс. ч кB'А Число часов отключения и мощность отключаемых трансформаторов (отдельно по напряжениям)1.7.Отключение трансформаторов на подстанциях с сезонной нагрузкой:220 кВ и выше35-110 кВ 20 кВ и ниже тыс. ч кВ'А Число часов отключения и мощность отключаемых трансформаторов (отдельно по напряжениям)1.8.Выравнивание нагрузок фаз в электрических сетях 0,4 кВ шт. Количество распределительных линий 0,4 кВ, в которых производятся работы по выравниванию нагрузок 1.9.Сокращение продолжительности технического обслуживания и ремонта основного оборудования электрических сетей:линий220 кВ и выше35-110 кВ 6-20 кВ 1 кВ и ниже км ч Общая длина линий в одноцепном измерении, мощность трансформаторов, количество элементов, влияющих на режим работы сети, на которых сокращается продолжительность и суммарная продолжительность работ (отдельно по напряжениям)трансформаторов220 кВ и выше35-110 кВ 20 кВ и ниже кВ·А ч генераторов20 кВ и ниже шт. ч синхронных компенсаторов220 кВ и выше35-110 кВ 20 кВ и ниже шт. ч комплексных ремонтов оборудования распределительных устройств: ячеек, шин и др.220 кВ и выше35-110 кВ 6-20 кВ1 кВ и ниже шт. ч 1.10.Снижение расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций шт. Количество подстанций, на которых снижается расход электроэнергии 1.11.Стимулирование потребителей электроэнергии к выравниванию графиков нагрузки шт. Количество потребителей для которых выполнено стимулирование 1.12.Ввод в работу неиспользуемых средств автоматического регулирования напряжения (АРН) на трансформаторах с РПН220 кВ и выше35-110 кВ 20 кВ и ниже шт.Количество введенных средств АРН (отдельно по высшим напряжениям трансформаторов и автотрансформаторов подстанций)1.13.Выполнение ремонтов под напряжением на ВЛ220 кВ и выше35-110 кВ 6-20 кВ1 кВ и ниже км ч Суммарная протяженность линий электропередачи, на которых проводятся работы под напряжением, и продолжительность этих работ (отдельно по напряжениям)2.Мероприятия по модернизации, реконструкции и вводу в работу энергосберегающего оборудования.2.1.Установка и ввод в работу устройств компенсации реактивной мощности в электрических сетях энергосистемы:Количество и установленная мощность компенсирующих устройств батарей конденсаторов (БСК) (новое строительство и увеличение установленной мощности существующих батарей)220 кВ и выше35-110 кВ 6-20 кВ1 кВ и ниже шт.кВАр замена конденсаторов, выбывших из строя220 кВ и выше35-110 кВ 6-20 кВ 1 кВ и ниже шт.кВАр синхронных компенсаторов (СК) (новое строительство)220 кВ и выше35-110 кВ 20 кВ и ниже шт.кВАр замена выбывших из строя СК220 кВ и выше35-110 кВ 20 кВ и ниже шт.кВАр статических компенсаторов (СТК)220 кВ и выше35-110 кВ 20 кВ и ниже шт.кВАр шунтирующих реакторов (ШР)220 кВ и выше110 кВ шт.кВАр управляемых шунтирующих реакторов (УШР)220 кВ и выше110 кВ шт.кВАр 2.2.Замена проводов на перегруженных линиях330 кВ и выше220 кВ110 кВ35 - 60 кВ6-20 кВ1 кВ и ниже шт.км Количество линий, на которых заменяются провода, и общая длина заменяемого провода в однопроводном измерении 2.3.Замена ответвлений от ВЛ 0,38 кВ к зданиям шт.Количество заменяемых ответвлений 2.4.Замена перегруженных, установка и ввод в эксплуатацию дополнительных силовых трансформаторов на действующих подстанциях220 кВ и выше35-110 кВ 20 кВ и ниже шт.кВА Количество заменяемых и дополнительно вводимых трансформаторов и суммарная вводимая установленная их мощность 2.5.Замена недогруженных силовых трансформаторов220 кВ и выше35-110 кВ 20 кВ и ниже шт.кВА Количество заменяемых трансформаторов и суммарное уменьшение их мощности 2.6.Установка и ввод в работу:устройств РПН на трансформаторах с ПБВ220 кВ и выше35-110 кВ 20 кВ и ниже шт.Количество устройств РПН устройств АРПН на трансформаторах с РПН220 кВ и выше35-110 кВ 20 кВ и ниже шт.Количество устройств АРПН вольтодобавочных трансформаторов с продольным регулированием220 кВ и выше35-110 кВ 20 кВ и ниже шт.кВА Количество и мощность регулировочных трансформаторов вольтодобавочных трансформаторов с поперечным регулированием220 кВ и выше35-110 кВ 20 кВ и ниже шт.кВА Количество и мощность вольтодобавочных трансформаторов 2.7.Установка и ввод в работу устройств автоматического регулирования мощности батарей статических конденсаторов220 кВ и выше35-110 кВ 20 кВ и ниже шт.Количество устройств автоматического регулирования мощности и мощность батарей статических конденсаторов, на которых эти устройства устанавливаются 2.10.Строительство подстанций глубокого ввода220 кВ и выше35-110 кВ 20 кВ и ниже шт.кВА/км Количество и мощность подстанций глубокого ввода, протяженность линий электропередачи, введенных для питания подстанций глубокого ввода 2.11.Оптимизация загрузки электрических сетей за счет:строительства линий220 кВ и выше35-110 кВ 6-20 кВ1 кВ и ниже шт.км Количество и протяженность строящихся линий строительства подстанций220 кВ и выше35-110 кВ 20 кВ и ниже шт.кВА Количество и мощность строящихся подстанций ввод устройств распределенной генерации220 кВ и выше35-110 кВ 6-20 кВ1 кВ и ниже шт.кВт Количество и мощность вводимых генераторов 2.12.Перевод электрических сетей на более высокое номинальное напряжение:линий220 кВ и выше35-110 кВ 6-20 кВ1 кВ и ниже шт.км Количество и протяженность линий подстанций220 кВ и выше35-110 кВ 20 кВ и ниже шт.кВА Количество и мощность трансформаторов подстанций, на которых увеличивается номинальное напряжение 2.13.Установка и ввод в работу компенсирующих устройств у промышленных потребителей батарей конденсаторов220 кВ и выше35-110 кВ 6-20 кВ1 кВ и ниже шт.кВАр Число и мощность введенных батарей конденсаторов статических компенсаторов (СК)220 кВ и выше35-110 кВ 20 кВ и ниже шт.кВАр Число и мощность введенных синхронных компенсаторов 2.14.Разукрупнение распределительных линий 0,38-35 кВ шт.Количество разукрупняемых распределительных линий 2.15.Установка и ввод в работу батарей конденсаторов для продольной компенсации шт.кВАр Количество и мощность устанавливаемых конденсаторов 2.16.Модернизация собственных нужд подстанций220 кВ и выше35-110 кВ 20 кВ и ниже шт.тыс.кВтч Количество подстанций, на которых произведена модернизация и величина снижения расхода на собственные нужды подстанций 2.17.Использование нового оборудования кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена шт.км Количество и протяженность введенных линий обеспечение ВЛ длинноискровыми разрядниками шт.Количество установленных разрядников обеспечение ВЛ ОПН шт.Количество установленных ОПН обеспечение ПС ОПН шт.Количество установленных ОПН внедрение симметрирующих устройств на трансформаторах напряжением 20 кВ и ниже шт.Количество и тип установленных устройств применение проводов с повышенной удельной проводимостью шт.км Количество и протяженность введенных проводов использование сверхпроводящих кабельных и воздушных линий шт.км Количество и протяженность введенных линий применение управляемых ВЛ шт.км Количество и протяженность введенных линий применение статического компенсатора реактивной мощности на основе полностью управляемых полупроводниковых приборах (СТАТКОМ)шт.кВАр Число и мощность введенных синхронных компенсаторов ввод в работу силовых трансформаторов с уменьшенными потерями мощности220 кВ и выше35-110 кВ 20 кВ и ниже шт.кВА Количество и установленная мощность введенных силовых трансформаторов применение технологии умной сети220 кВ и выше35-110 кВ 20 кВ и ниже шт.Количество объектов на которых реализуется технология (указывается перечень объектов и)2.18.Использование проводов СИП на линиях 0,38 кВ шт.км Количество и протяженность введенных линий с СИП 3.Мероприятия по совершенствованию систем расчетного и технического учета электроэнергии 3.1.Проведение рейдов по выявлению неучтенной электроэнергии:в производственном секторе рейды в коммунально-бытовом секторе рейды 3.2.Организация равномерного снятия показаний электросчетчиков строго в установленные сроки по группам потребителей Количест-во проверок Количество проверок соблюдения сроков съема показаний электросчетчиков 3.3.Установка автоматизированных систем учета электроэнергии:Количество автоматизированных систем коммерческого учета на подстанциях шт.другое шт.технического учета на подстанциях шт.другое шт.3.4.Установка отдельных электросчетчиков для потребителей, получающих электроэнергию от трансформаторов собственных нужд шт.Количество установленных счетчиков 3.5.Проведение поверки и калибровки электросчетчиков с просроченными сроками:Количество проверенных и откалиброванных счетчиков отдельного для расчетного и технического учета электроэнергии коммерческого учета на трехфазных шт.однофазных шт.коммерческого учета на трехфазных шт.однофазных шт.3.6.Пломбирование:Количество опломбированных электросчетчиков шт.электросчетчиков и клемных клемных крышек шт.коробок 3.7.Выделение цепей учета электроэнергии на отдельные обмотки трансформаторов тока шт.3.8.Устранение недогрузки и перегрузки:цепей тока:коммерческого учета шт.технического учета шт.цепей напряжения:коммерческого учета шт.технического учета шт.3.9.Устранение работы электросчетчиков в недопустимых условиях:устранение вибрации оснований, на которых установлены электросчетчики:коммерческого учета шт.технического учета шт.установка и ввод в работу электрообогрева электросчетчиков в зимнее время:коммерческого учета шт.технического учета шт.3.10.Установка электросчетчиков повышенных классов точности:коммерческого учета на трехфазных шт.однофазных шт.коммерческого учета на трехфазных шт.однофазных шт.3.11.Установка дополнительных:электросчетчиков коммерческого учета шт.технического учета шт.трансформаторов тока коммерческого учета шт.технического учета шт.трансформаторов напряжения коммерческого учета шт.технического учета шт.3.12.Проведение проверок и обеспечение своевременности и правильности снятия показаний электросчетчиков на электростанциях и подстанциях энергосистемы Проверки (исправ-ления)Количество проверок и устраненных нарушений (планируются только проверки)3.13.Проведение проверок и обеспечение правильности работы электросчетчиков на межсистемных линиях электропередачи и на генераторах электростанций Проверки (исправ-ления)Количество проверок и устраненных нарушений (планируются только проверки)3.14.Установка счетчиков ампер-квадрат часов шт.Количество установленных счетчиков 3.15.Установка отдельных электросчетчиков учета электроэнергии, расходуемой на собственные нужды подстанций шт.Количество установленных счетчиков 3.16.Установка комплексов учета на (в том числе высоковольтных) границах сетевой организации с другими сетевыми организациями и потребителями шт.Количество установленных счетчиков 3.17.Расчет и анализ балансов электроэнергии по шинам подстанциям и электрическим станциям ед.Количество выявленных недопустимых небалансов электроэнергии (планируется количество проверок небалансов)3.18.Контроль и анализ средней оплаты за электроэнергию потребителями ед.Количество выявленных и подтвердившихся проверкой недоплат (планируется количество проверок)3.19.Инвентаризация электросчетчиков расчетного учета:Количество приборов учета, прошедших инвентаризацию однофазных шт.трехфазных шт.электронных шт.3.20.Компенсация индуктивной нагрузки трансформаторов напряжения шт.Количество трансформаторов напряжения, в цепях которых установлены компенсирующие конденсаторы 3.21.Установка на подстанциях с дежурным персоналом сигнализации о выходе из строя высоковольтных предохранителей трансформаторов напряжения шт.Количество установленных сигнальных устройств 3.22.Установка комплексов учета на ВРУ многоквартирных домов шт.Количество установленных комплексов учета 3.23.Вынос счетчиков за границы частных владений шт.Количество установленных комплексов учета Приложение 4. Формы таблиц, обосновывающих значения нормативов технологических потерь электроэнергии в электрических сетях ТСОПриложение 4к Инструкции по расчетуи обоснованию нормативовтехнологических потерь электроэнергиипри ее передаче по электрическим сетям (Образец*)__________________* Образец на сайте www.minenergo.ru не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.Приложение 5. Формы таблиц, обосновывающих значения нормативов технологических потерь электроэнергии в электрических сетях ЕНЭСПриложение 5к Инструкции по расчету иобоснованию нормативовтехнологических потерь электроэнергиипри ее передаче по электрическим сетям ___________________  В Приложении N 5 представлены таблицы (N 1, 2.1-2.4, 4.1-4.3, 6, 10), отличающиеся от таблиц для ТСО, в виду особенностей формирования баланса электроэнергии для ЕНЭС. Остальные таблицы (N 3, 5.1-5.2, 7, 8, 9) аналогичны представленным в Приложении 4.(Образец*)__________________* Образец на сайте www.minenergo.ru не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.Приложение 6. Формы таблиц, обосновывающих значения нормативов технологических потерь электроэнергии в электрических сетях СХПОПриложение 6к Инструкции по расчету иобоснованию нормативовтехнологических потерь электроэнергиипри ее передаче по электрическим сетям___________________  В Приложении N 6 представлены таблицы (N 1, 2.1-2.4, 6, 7, 8, 9, 10), отличающиеся от таблиц для СХПО, в виду особенностей нормирования технологических потерь электроэнергии в электрических сетях предприятий, оказывающих услуги по передаче электроэнергии субабонентам. Остальные таблицы (N 3, 4.1-4.3, 5.1-5.2) аналогичны таблицам, представленным в Приложении 4(Образец*)__________________* Образец на сайте www.minenergo.ru не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.Приложение 7.Приложение 7к Инструкции по расчету иобоснованию нормативовтехнологических потерь электроэнергиипри ее передаче по электрическим сетям Таблицы 1.1-1.8 - Протяженность воздушных и кабельных линий по цепям по классам напряжения В таблице представляется исходная информация по протяженности воздушных и кабельных линий в километрах с делением по сечениям. Информация представляется в целом по предприятию для периода, предшествующего базовому (по состоянию на 31 декабря), базового периода (по состоянию на 31 декабря), текущего периода (на дату представления материалов с учетом ожидаемых изменений состава оборудования в соответствии с программой энергосбережения, инвестиционной программой и производственной программой) и периода регулирования (на дату представления материалов с учетом ожидаемых изменений состава оборудования в соответствии с программой энергосбережения, инвестиционной программой и производственной программой). При отсутствии в предлагаемом перечне используемых сечений добавляются соответствующие строки в таблицы. При наличии у предприятия не указанных в таблицах 1.1-1.8 классов напряжений добавляются соответствующие таблицы.Таблицы 2.1-2.7 - Количество трансформаторов по классам напряжения В таблице представляется исходная информация по количеству трансформаторов с делением по номинальной мощности. Информация представляется в целом по предприятию для периода, предшествующего базовому (по состоянию на 31 декабря), базового периода (по состоянию на 31 декабря), текущего периода (на дату представления материалов с учетом ожидаемых изменений состава оборудования в соответствии с программой энергосбережения, инвестиционной программой и производственной программой) и периода регулирования (на дату представления материалов с учетом ожидаемых изменений состава оборудования в соответствии с программой энергосбережения, инвестиционной программой и производственной программой). В случае отсутствия в предлагаемом списке номинальных мощностей трансформаторов добавляются соответствующие строки. При наличии у предприятия не указанных в таблицах 2.1-1.7 классов напряжений добавляются соответствующие таблицы.Таблица 3.1 - Сводные результаты пофидерного расчета потерь электроэнергии в сетях ВН за базовый период В таблице представляются исходные данные и результаты расчетов нагрузочных и условно-постоянных потерь методом числа часов наибольших потерь или методом средних нагрузок. Информация представляется за базовый период.Если расчет выполнен методом средних нагрузок, то столбец N 8 - "относительное число наибольших потерь, о.е." не заполняется. Информация в таблице представляется для всех расчетных интервалов (месяц, год). Фидера группируются с суммированием данных по центрам питания, подразделениям предприятия и в целом по предприятию. Таблица 3.2 - Сводные результаты пофидерного расчета электроэнергии в сетях СН1 за базовый период В таблице представляются исходные данные и результаты расчетов нагрузочных и условно-постоянных потерь методом числа часов наибольших потерь или методом средних нагрузок. Информация представляется за базовый период.Если расчет выполнен методом средних нагрузок, то столбец N 8 - "относительное число наибольших потерь, о.е." не заполняется. Информация в таблице представляется для всех расчетных интервалов (месяц, год). Фидера группируются с суммированием данных по центрам питания, подразделениям предприятия и в целом по предприятию. Таблица 3.3 - Сводные результаты пофидерного расчета электроэнергии в сетях СН2 за базовый период В таблице представляются исходные данные и результаты расчетов нагрузочных и условно-постоянных потерь методом числа часов наибольших потерь или методом средних нагрузок. Информация представляется за базовый период.Если расчет выполнен методом средних нагрузок, то столбец N 8 - "относительное число наибольших потерь, о.е." не заполняется. Информация в таблице представляется для всех расчетных интервалов (месяц, год). Фидера группируются с суммированием данных по центрам питания, подразделениям предприятия и в целом по предприятию. Таблица 4.1 - Сводные результаты пофидерного расчета электроэнергии в сетях ВН за период регулирования В таблице представляются исходные данные и результаты расчетов нагрузочных и условно-постоянных потерь методом числа часов наибольших потерь или методом средних нагрузок. Информация представляется за период регулирования.Если расчет выполнен методом средних нагрузок, то столбец N 8 - "относительное число наибольших потерь, о.е." не заполняется. Информация в таблице представляется для всех расчетных интервалов (месяц, год). Фидера группируются с суммированием данных по центрам питания, подразделениям предприятия и в целом по предприятию. Таблица 4.2 - Сводные результаты пофидерного расчета электроэнергии в сетях СНI за период регулирования В таблице представляются исходные данные и результаты расчетов нагрузочных и условно-постоянных потерь методом числа часов наибольших потерь или методом средних нагрузок. Информация представляется за период регулирования.Если расчет выполнен методом средних нагрузок, то столбец N 8 - "относительное число наибольших потерь, о.е." не заполняется. Информация в таблице представляется для всех расчетных интервалов (месяц, год). Фидера группируются с суммированием данных по центрам питания, подразделениям предприятия и в целом по предприятию. Таблица 4.3 - Сводные результаты пофидерного расчета электроэнергии в сетях СН2 за период регулированияВ таблице представляются исходные данные и результаты расчетов нагрузочных и условно-постоянных потерь методом числа часов наибольших потерь или методом средних нагрузок. Информация представляется за период регулирования.Если расчет выполнен методом средних нагрузок, то столбец N 8 - "относительное число наибольших потерь, о.е." не заполняется. Информация в таблице представляется для всех расчетных интервалов (месяц, год). Фидера группируются с суммированием данных по центрам питания, подразделениям предприятия и в целом по предприятию. Описание столбцов таблиц 3.1-3.3 и 4.1-4.3:N столбца Название столбца Содержание 1 N п/п Номер фидера 2 Наименование фидера или структурного подразделения Наименование фидера, структурного подразделения или организации 3 Номинальное напряжение, кВ Номинальное напряжение 4 Отпуск электроэнергии сеть, тыс.кВтч Фактический или расчетный отпуск электроэнергии в сеть 5 Коэффициент мощности головного участка, о.е.Измеренный или расчетный коэффициент мощности головного участка 6 Напряжение в центре питания, кВ Измеренное напряжение в центе питания 7 Расчетный период, часов Длительность расчетного периода (месяц, год)8 Относительное число наибольших потерь, часов Относительное число наибольших потерь мощности. Столбец заполняется для расчета нагрузочных потерь по методу числа часов наибольших потерь мощности 9 Коэффициент заполнения Коэффициент заполнения графика нагрузки. 10 Температура провода, °С Температура провода. Заполняется по данным измерений температуры провода. При отсутствии данных о температуре провода принимается равной 20°С.11 Нагрузочные потери в линиях электропередачи, тыс.кВтч Результат расчета нагрузочных потерь в линиях электропередачи, участвующих в формировании услуги по передаче электрической энергии: - в собственности предприятия;- в аренде у предприятия;- в лизинге у предприятия;- бесхозяйные сети.12 Нагрузочные потери в линиях электропередачи, %Результат расчета нагрузочных потерь электроэнергии в линиях электропередачи в процентах от отпуска электроэнергии в фидер.13 Потери электроэнергии на корону в линиях электропередачи, тыс.кВтч Результат расчета потерь электроэнергии на корону в линиях электропередачи 110 кВ и выше, участвующих в формировании услуги по передаче электрической энергии: - в собственности предприятия;- в аренде у предприятия;- в лизинге у предприятия;- бесхозяйные сети.14 Потери электроэнергии на корону в линиях электропередачи,%Результат расчета потерь электроэнергии на корону в линиях электропередачи 110 кВ и выше в процентах от отпуска электроэнергии в фидер 15 Потери в изоляции кабельных линий, тыс.кВтч Результат расчета потерь электроэнергии в изоляции кабельных линий, участвующих в формировании услуги по передаче электрической энергии: - в собственности предприятия;- в аренде у предприятия;- в лизинге у предприятия;- бесхозяйные сети.16 Потери в изоляции кабельных линий, %Результат расчета потерь электроэнергии в изоляции кабельных линий в процентах от отпуска электроэнергии в фидер 17 Нагрузочные потери в трансформаторах, тыс.кВтч Результат расчета нагрузочных потерь в трансформаторах, участвующих в формировании услуги по передаче электрической энергии: - в собственности предприятия;- в аренде у предприятия;- в лизинге у предприятия;- бесхозяйные сети.18 Нагрузочные потери в трансформаторах, %Результат расчета нагрузочных потерь электроэнергии в трансформаторах в процентах от отпуска электроэнергии в фидер 19 Потери электроэнергии на холостой ход трансформаторов, тыс.кВтч Результат расчета потерь на холостой ход трансформаторов, участвующих в формировании услуги по передаче электрической энергии: - в собственности предприятия;- в аренде у предприятия;- в лизинге у предприятия;- бесхозяйные сети.20 Потери электроэнергии на холостой ход трансформаторов, %Результат расчета нагрузочных потерь электроэнергии в трансформаторах в процентах от отпуска электроэнергии в фидер 21 Потери электроэнергии в токоограничивающих реакторах, тыс.кВтч Результат расчета потерь электроэнергии в токоограничивающих реакторах, участвующих в формировании услуги по передаче электрической энергии: - в собственности предприятия;- в аренде у предприятия;- в лизинге у предприятия;- бесхозяйные сети.22 Потери электроэнергии в токоограничивающих реакторах, %Потери электроэнергии в токоограничивающих реакторах в процентах от отпуска электроэнергии в фидер 23 Количество трансформаторов, шт.ук Количество трансформаторов, участвующих в формировании услуги по передаче электрической энергии: - в собственности предприятия;- в аренде у предприятия;- в лизинге у предприятия;- бесхозяйные сети.24 Установленная мощность трансформаторов, кВА Установленная мощность трансформаторов, участвующих в формировании услуги по передаче электрической энергии: - в собственности предприятия;- в аренде у предприятия;- в лизинге у предприятия;- бесхозяйные сети.25 Количество линий от центров питания, шт.ук Количество линий, отходящих от центра питания 26 Длина воздушных участков (по цепям, км)Длина воздушных участков (по цепям), участвующих в формировании услуги по передаче электрической энергии: - в собственности предприятия;- в аренде у предприятия;- в лизинге у предприятия;- бесхозяйные сети.27 Длина кабельных участков (по цепям), км Длина кабельных участков (по цепям), участвующих в формировании услуги по передаче электрической энергии: - в собственности предприятия;- в аренде у предприятия;- в лизинге у предприятия;- бесхозяйные сети.28 Максимальное падение напряжения относительно центра питания, %Результат расчета максимальных потерь напряжения по отношению к напряжению в центре питания Таблица 5.1 - Сводные результаты пофидерного расчета электроэнергии в сетях НН методом средних нагрузок за базовый период. В таблице представляются исходные данные и результаты расчетов нагрузочных потерь методом средних нагрузок. Информация представляется за базовый период.Информация в таблице представляется для всех расчетных интервалов (месяц, год). Фидера группируются с суммированием данных по центрам питания, подразделениям предприятия и в целом по предприятию. Таблица 5.2 - Сводные результаты пофидерного расчета электроэнергии в сетях НН методом средних нагрузок за период регулирования.В таблице представляются исходные данные и результаты расчетов нагрузочных потерь методом средних нагрузок. Информация представляется за период регулирования.Информация в таблице представляется для всех расчетных интервалов (месяц, год). Фидера группируются с суммированием данных по центрам питания, подразделениям предприятия и в целом по предприятию. Описание столбцов таблиц 5.1-5.2:N столбца Название столбца Содержание 1 N п/п Номер фидера 2 Наименование фидера или структурного подразделения Наименование фидера, структурного подразделения или организации 3 Отпуск электроэнергии в сеть, тыс.кВтч Измеренный или расчетный отпуск электроэнергии в сеть 4 Расчетный период, часов Длительность расчетного периода (месяц, год)5 Коэффициент заполнения Коэффициент заполнения графика нагрузки. 6 Температура провода, °С Температура провода. Заполняется по данным измерений температуры провода. При отсутствии данных о температуре провода принимается равной 20°С.7 Напряжение в центре питания, Фаза А, В Измеренное или расчетное напряжение фазы А в центре питания 8 Напряжение в центре питания, Фаза В, В Измеренное или расчетное напряжение фазы В в центре питания 9 Напряжение в центре питания, Фаза С, В Измеренное или расчетное напряжение фазы С в центре питания 10 Ток головного участка, Фаза А, А Измеренный или расчетный ток головного участка фазы А в центре питания 11 Ток головного участка, Фаза В, А Измеренный или расчетный ток головного участка фазы В в центре питания 12 Ток головного участка, Фаза С, А Измеренный или расчетный ток головного участка фазы С в центре питания 13 Коэффициент мощности, Фаза А, о.е.Расчетный или измеренный коэффициент мощности головного участка фазы А фидера.14 Коэффициент мощности, Фаза В, о.е.Расчетный или измеренный коэффициент мощности головного участка фазы В фидера.15 Коэффициент мощности, Фаза С, о.е.Расчетный или измеренный коэффициент мощности головного участка фазы С фидера.16 Нагрузочные потери в линиях, тыс.кВтч Расчетные потери электроэнергии в фидере в тыс.кВтч 17 Нагрузочные потери в линиях, %Расчетные потери электроэнергии в сети 0,4 кВ в процентах от отпуска электроэнергии в фидер 18 Количество потребителей, шт.ук Количество потребителей в фидере 19 Количество участков, отходящих от головного участка, шт.ук Количество участков, отходящих от головного участка 20 Суммарная протяженность фидера, м Расчетная протяженность фидера по цепям 21 Длина магистрали, м Длина магистрали 22 Длина двухфазных и однофазных ответвлений, м Длина двухфазных и однофазных ответвлений 23 Длина однофазных ответвлений, м Длина однофазных ответвлений 24 Головной участок, марка провода Марка провода головного участка 25 Головной участок, сечение, мм(2)Сечение провода головного участка Таблица 6.1 - Сводные результаты пофидерного расчета электроэнергии в сетях НН по потере напряжения за базовый период В таблице представляются исходные данные и результаты расчетов нагрузочных потерь методом по потере напряжения. Информация представляется за базовый период.Информация в таблице представляется для всех расчетных интервалов (месяц, год). Фидера группируются с суммированием данных по центрам питания, подразделениям предприятия и в целом по предприятию. Таблица 6.2 - Сводные результаты пофидерного расчета электроэнергии в сетях НН по потере напряжения за период регулированияВ таблице представляются исходные данные и результаты расчетов нагрузочных потерь методом по потере напряжения. Информация представляется за период регулирования.Информация в таблице представляется для всех расчетных интервалов (месяц, год). Фидера группируются с суммированием данных по центрам питания, подразделениям предприятия и в целом по предприятию. Описание столбцов таблиц.1-6.26:N столбца Название столбца Содержание 1 N п/п Номер фидера 2 Наименование ТП (РП)Наименование ТП или РП 3 Наименование фидера Наименование или номер фидера 4 Замеры напряжения в центре питания, Ua, В Измеренные значения напряжения на шинах 0,4 кВ ТП 6-20/0,4 кВ фазы А в режиме максимальной нагрузки 5 Замеры напряжения в центре питания, Ub, В Измеренные значения напряжения на шинах 0,4 кВ ТП 6-20/0,4 кВ фазы В в режиме максимальной нагрузки 6 Замеры напряжения в центре питания, Uc, В Измеренные значения напряжения на шинах 0,4 кВ ТП 6-20/0,4 кВ фазы С в режиме максимальной нагрузки 7 Замеры напряжения в удаленной точке, Ua, В Измеренные значения напряжения в электрически удаленной точке линии фазы А в режиме максимальной нагрузки 8 Замеры напряжения в удаленной точке, Ub, В Измеренные значения напряжения в электрически удаленной точке линии фазы B в режиме максимальной нагрузки 9 Замеры напряжения в удаленной точке, Uc, В Измеренные значения напряжения в электрически удаленной точке линии фазы C в режиме максимальной нагрузки 10 Замеры тока, Ia, А Измеренные значения тока в фазе А 11 Замеры тока, Ib, А Измеренные значения тока в фазе В 12 Замеры тока, Ic, А Результаты измерений тока в фазе С 13 R /RОтношение сопротивлений нулевого и фазного проводов 14 W,%Относительное значение потерь электроэнергии 15 Потери напряжения,%Относительное значение потерь электроэнергии 16 Коэффициент неравномерности, о.е.Коэффициент неравномерности Таблица 7.1 - Результаты расчета электроэнергии в сетях НН методом оценки потерь на основе зависимостей потерь от обобщенной информации о схемах и нагрузках сети за базовый период В таблице представляются исходные данные и результаты расчетов нагрузочных потерь в НН методом оценки потерь на основе зависимостей потерь от обобщенной информации о схемах и нагрузках сети. В таблице представляются исходные данные и результаты расчета среднего сечения головного участка.Информация представляется за базовый период.Информация в таблице представляется для всех расчетных интервалов (месяц, год). Таблица 7.2 - Результаты расчета электроэнергии в сетях НН методом оценки потерь на основе зависимостей потерь от обобщенной информации о схемах и нагрузках сети за период регулирования В таблице представляются исходные данные и результаты расчетов нагрузочных потерь в НН методом оценки потерь на основе зависимостей потерь от обобщенной информации о схемах и нагрузках сети. В таблице представляются исходные данные и результаты расчета среднего сечения головного участка.Информация представляется за период регулирования.Информация в таблице представляется для всех расчетных интервалов (месяц, год). Таблица 8.1 - Результаты расчета режимов в программных комплексах В таблице представляются исходные данные и результаты расчетов режимных параметров при использовании для расчета потерь электроэнергии метода оперативных расчетов и метода расчетных суток. Информация представляется за базовый период.Информация предоставляется для каждого расчета в формате "Узлы+Линии". Таблица 8.2. В таблице представляются исходные данные и результаты расчетов режимных параметров при использовании для расчета потерь электроэнергии метода оперативных расчетов и метода расчетных суток. Информация представляется за период регулирования.Информация предоставляется для каждого расчета в формате "Узлы+Линии". Описание таблиц 8.1-8.2.Таблица результатов организована по форме отображения узла и ветвей, подходящих к этому узлу. В каждой отдельной части таблицы первая строка содержит информацию об узле, следующие строки - параметры режима присоединенных к узлу ветвей (линий и трансформаторов).Описание данных по узлуN столбца Название столбца Содержание 1 Номер Номер узла на схеме замещения 2 Название Название узла 3 V, кВ Расчетный модуль напряжения в узле 4 Delta, градусы Расчетная фаза напряжения в узле 5 P_н, мВт Активная нагрузка узла 6 Q_н мВАр Реактивная нагрузка узла 7 P_г, мВт Активная генерация узла 8 Q_г мВАр Реактивная генерация узла 9 V_зд, кВ Заданный модуль напряжения в узле 10 Q_min, мВАр Нижний предел изменения реактивной генерации в узле 11 Q_max, мВАр Верхний предел изменения реактивной генерации в узле 12 Q_ш, мВАр Генерация шунта Описание параметров ветвей, связанных с узломN столбца Название столбца Содержание 1 Nу Номер связанного узла узла на схеме замещения 2 Название Название связанного узла 3 V_2, кВ Расчетный модуль напряжения в связанном узле 4 dDelta, градусы Расчетная фаза напряжения в связанном узле 5 P_л, мВт Со знаком (+) активная мощность, втекающая в узел, и со знаком () вытекающие из узла 6 Q_л мВАр Со знаком (+) реактивная мощность, втекающая в узел, и со знаком () вытекающая из узла 7 dP, мВт Потери активной мощности в линии 8 dQ, мВАр Потери реактивной мощности в линии 9 I_л, А Ток в линии 10 P_ш, мВт Активная мощность шунта 11 Q_ш, мВАР Реактивная мощность шунта 12 R, Ом Активное сопротивление линии 13 X, Ом Реактивное сопротивление линии 14 G, мкСм Активная проводимость линии 15 B, мкСм Реактивная проводимость линии 16 Kтр Коэффициент трансформации 17 Число параллельных цепей Таблица 9.1 - Результаты расчета потерь электроэнергии на корону в базовом периоде В таблице представляются исходные данные и результаты расчетов потерь электроэнергии на корону. Информация представляется за базовый период.Исходные данные и результаты расчета представляются по каждой линии отдельно с делением на сечения.В столбце N 3 "регион" указывается наименование региона и его климатический номер в соответствии с таблицей N 6 "Распределение субъектов Российской Федерации по регионам" (приложения 1).В столбце N 9 "фактическое напряжение" указывается рассчитанное или измеренное напряжение участка линии.В случае, если расчет выполняется с учетом продолжительности видов погоды, не заполняется столбец N 15 "удельные потери на корону".В случае, если расчет выполняется с учетом продолжительности видов погоды, не заполняются столбцы N 10-14 "количество часов работы линии по видам погоды". Таблица 9.2 - Результаты расчета потерь электроэнергии на корону в периоде регулирования В таблице представляются исходные данные и результаты расчетов потерь электроэнергии на корону. Информация представляется за период регулирования.Исходные данные и результаты расчета представляются по каждой линии отдельно с делением на сечения.В столбце N 3 "регион" указывается наименование региона и его климатический номер в соответствии с таблицей N 6 "Распределение субъектов Российской Федерации по регионам" (приложения 1).В столбце N 9 "фактическое напряжение" указывается рассчитанное напряжение участка линии.В случае, если расчет выполняется с учетом продолжительности видов погоды, не заполняется столбец N 15 "удельные потери на корону". На период регулирования принимается равенство количества часов работы линии по видам погоды, использованное при расчете в базовом году. В случае, если расчет выполняется с учетом продолжительности видов погоды, не заполняются столбцы N 10-14 "количество часов работы линии по видам погоды". Таблица 10.1 - Результаты расчета потерь электроэнергии от токов утечки по изоляторам воздушных линий в базовом периоде В таблице представляются исходные данные и результаты расчетов потерь электроэнергии от токов утечки по изоляторам воздушных линий. Информация представляется за базовый период.В столбце N 3 "регион" указывается наименование региона и его климатический номер в соответствии с таблицей N 6 "Распределение субъектов Российской Федерации по регионам" (приложения 1).В случае, если расчет выполняется с учетом продолжительности видов погоды, не заполняется столбец N 10 "удельные потери от токов утечки".В случае, если расчет выполняется с учетом продолжительности видов погоды, не заполняются столбцы N 6-9 "количество часов работы линии по видам погоды". Таблица 10.2 - Результаты расчета потерь электроэнергии от токов утечки по изоляторам воздушных линий в периоде регулирования В таблице представляются исходные данные и результаты расчетов потерь электроэнергии от токов утечки по изоляторам воздушных линий. Информация представляется за период регулирования.В столбце N 3 "регион" указывается наименование региона и его климатический номер в соответствии с таблицей N 6 "Распределение субъектов Российской Федерации по регионам" (приложения 1)В случае, если расчет выполняется с учетом продолжительности видов погоды, не заполняется столбец N 10 "удельные потери от токов утечки". На период регулирования принимается равенство количества часов работы линии по видам погоды, использованное при расчете в базовом году.В случае, если расчет выполняется с учетом продолжительности видов погоды, не заполняются столбцы N 6-9 "количество часов работы линии по видам погоды". Таблица 11.1 - Результаты расчета потерь электроэнергии в изоляции силовых кабелей в базовом периоде В таблице представляются исходные данные и результаты расчетов потерь электроэнергии в изоляции кабельных линий. Информация представляется за базовый период.Исходные данные и результаты расчета представляются по каждой кабельной линии отдельно с делением на сечения.В столбцах N 6-7 "напряжение начала линии" и "напряжение конца линии" указывается рассчитанное или измеренное напряжение участка кабеля.Таблица 11.2 - Результаты расчета потерь электроэнергии в изоляции силовых кабелей в периоде регулирования В таблице представляются исходные данные и результаты расчетов потерь электроэнергии в изоляции кабельных линий. Информация представляется за период регулирования.Исходные данные и результаты расчета представляются по каждой кабельной линии отдельно с делением на сечения.В столбцах N 6-7 "напряжение начала линии" и "напряжение конца линии" указывается рассчитанное напряжение участка кабеля.Таблица 12.1 - Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций в базовом периоде В таблице представляется фактический расход электроэнергии на собственные нужды подстанций. Информация представляется за базовый период.Таблица 12.2 - Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций в периоде регулирования В таблице представляется расход электроэнергии на собственные нужды подстанций. Информация представляется за период регулирования.При неизменности перечня подстанций расход электроэнергии на собственные нужды принимается по данным базового периода.Таблица 13.1 - Результаты расчета потерь электроэнергии в дополнительном оборудовании в базовом периоде В таблице представляются исходные данные и результаты расчетов потерь электроэнергии в шунтирующих реакторах, вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжения, устройствах присоединения ВЧ-связи и соединительных проводах и сборных шинах подстанций. Информация представляется за базовый период.Таблица 13.2 - Результаты расчета потерь электроэнергии в дополнительном оборудовании в периоде регулирования В таблице представляются исходные данные и результаты расчетов потерь электроэнергии в шунтирующих реакторах, вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжения, устройствах присоединения ВЧ-связи и соединительных проводах и сборных шинах подстанций. Информация представляется за период регулирования.Таблица 14.1 - Результаты расчета потерь электроэнергии в приборах учета в базовом периоде В таблице представляются исходные данные и результаты расчетов потерь электроэнергии в трансформаторах тока, трансформаторах напряжения, счетчиках электроэнергии. Информация представляется за базовый период.Таблица 14.2 - Результаты расчета потерь электроэнергии в приборах учета в периоде регулированияВ таблице представляются исходные данные и результаты расчетов потерь электроэнергии в трансформаторах тока, трансформаторах напряжения, счетчиках электроэнергии. Информация представляется за период регулирования.Формы таблиц, обосновывающих результаты расчета технологических потерь электроэнергии в электрических сетях(Образец)Общая информация ЕНЭС Экспертная организация Наименование (с указанием организационно-правовой формы)ИНН Адрес Местонахождение Электронная почта ФИО руководителя Должность руководителя Контактный телефон руководителя ФИО ответственного исполнителя Должность ответственного исполнителя Контактный телефон ответственного исполнителя Электронная почта ответственного исполнителя Первый год регулирования 2013 Количество лет в периоде регулирования Отчет сформирован:Расчетный метод ВН-СН2:Расчетный метод НН:Собственные нужды ПС:Метрологическая составляющая:Коэффициенты прироста 1150-750 кВ 500 кВ 330 кВ 220 кВ 150-110 кВ 27,5-60 кВ 1-20 кВ 0,4 кВ Общий Отпуска из сети, соответствующего физическому балансу Отпуска из сети, по действующим указаниям по расчету тарифов Объема переданной электроэнергии Обозначения ячеек:расчет ссылка на другие таблицы самостоятельный ввод Таблица 1 - Показатели баланса электроэнергии в целом по электрическим сетям ЕНЭСнаименование ЕНЭС N Наименование Единица 2009 2010 2011 2012 2013 п/п показателя измере-ния 1 2 3 4 5 6 7 8 1 Прием электроэнергии в сеть*, всего тыс.кВт.ч 0 0 1.1 в том числе от генерирующих компаний тыс.кВт.ч 1.2 от зарубежных энергосистем тыс.кВт.ч 1.3 от энергосбытовых компаний, прямых потребителей, участников ОРЭМ тыс.кВт.ч 1.4 от смежных филиалов тыс.кВт.ч 2 Отдача электроэнергии из сети*, всего тыс.кВт.ч 0 0 2.1 в том числе генерирующим компаниям тыс.кВт.ч 2.2 в зарубежные энергосистемы тыс.кВт.ч 2.3 в энергосбытовые компании, прямым потребителям, участникам ОРЭМ тыс.кВт.ч 2.4 в смежные филиалы тыс.кВт.ч 3 Отпуск электроэнергии из сети тыс.кВт.ч 0 0 4 Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии, всего тыс.кВт.ч 4.1 в том числе: расход электроэнергии на производственные (с учетом хозяйственных) нужды тыс.кВт.ч 5 Фактические (отчетные) потери электроэнергии (п.1-п.2)тыс.кВт.ч 0 0 5.1 СПРАВОЧНО: Фактические (отчетные) потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.5/п.3)%6 Отпуск электроэнергии в сеть, учитываемый при определении тарифа на передачу электроэнергии, всего тыс.кВт.ч 6.1 по сети 330 кВ и выше тыс.кВт.ч 6.2 по сети 220 кВ и ниже тыс.кВт.ч 7 Потери электроэнергии, учтенные в тарифе на передачу электроэнергии, всего тыс.кВт.ч %7.1 в том числе по сети 330 кВ и выше тыс.кВт.ч %7.2 по сети по сети 220 кВ и ниже тыс.кВт.ч %8 Отпуск электроэнергии в сеть, учитываемый при определении норматива потерь на передачу электроэнергии, всего тыс.кВт.ч 8.1 по сети 330 кВ и выше 8.2 по сети 220 кВ и ниже 9 Потери электроэнергии, утвержденные в Минэнерго России, всего тыс.кВт.ч %9.1 в том числе по сети 330 кВ и выше тыс.кВт.ч %9.2 по сети 220 кВ и ниже тыс.кВт.ч %10 Сверхнормативные потери электроэнергии (п.5-п.6)тыс.кВт.ч 0 0 0 0 10.1 СПРАВОЧНО: Сверхнормативные потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.8/п.3)%* Примечания: 1. Прием электроэнергии в сеть определяется как сумма объемов электроэнергии, поступившей (поставленной) в электрическую сеть из других (смежных) сетевых организаций и от производителей электроэнергии (несальдируемая величина). 2. Отдача электроэнергии из сети определяется как сумма объемов электроэнергии, отпущенной из электрической сети в другие смежные сетевые организации другого субъекта Российской Федерации и в сети производителей электроэнергии (не включая объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии) (несальдируемая величина). Таблица 2.1 - Структура баланса электроэнергии по уровням напряжения в целом по ЕНЭС в году, предшествущем базовому (2010 год)наименование ЕНЭС N п/п Наименование показателя Единица Численное значение показателей по уровням напряжения измерения Всего 1150-750 кВ 400-500 кВ 330 кВ 220 кВ 150-110 кВ 27,5-60 кВ 1-20 кВ 0,4 кВ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 по физическому балансу 1 Прием электроэнергии в сеть, всего тыс.кВт.ч 1.1 в том числе от генерирующих компаний тыс.кВт.ч 1.2 от зарубежных энергосистем тыс.кВт.ч 1.3 прямых потребителей, участников ОРЭМ тыс.кВт.ч 1.4 от смежных филиалов тыс.кВт.ч 2 Отдача электроэнергии из сетей, всего тыс.кВт.ч 2.1 в том числе генерирующим компаниям тыс.кВт.ч 2.2 в зарубежные энергосистемы тыс.кВт.ч 2.3 в энергосбытовые компании, прямым потребителям, участникам ОРЭМ тыс.кВт.ч 2.4 в смежные филиалы тыс.кВт.ч 3 Прием электроэнергии из сети смежного напряжения, всего тыс.кВт.ч 3.1 в том числе из сетей 1150-750 кВ тыс.кВт.ч 3.2 из сетей 500 кВ тыс.кВт.ч 3.3 из сетей 330 кВ тыс.кВт.ч 3.4 из сетей 220 кВ тыс.кВт.ч 3.5 из сетей 110 кВ тыс.кВт.ч 3.6 из сетей 27,5-60 кВ тыс.кВт.ч 3.7 из сетей 1-20 кВ тыс.кВт.ч 4 Отдача электроэнергии в сети смежного напряжения, всего тыс.кВт.ч 4.1 в том числе в сеть 500 кВ тыс.кВт.ч 4.2 в сеть 330 кВ тыс.кВт.ч 4.3 в сеть 220 кВ тыс.кВт.ч 4.4 в сеть 110 кВ тыс.кВт.ч 4.5 в сеть 27,5-60 кВ тыс.кВт.ч 4.6 в сеть 1-20 кВ тыс.кВт.ч 4.7 в сеть 0,4 кВ тыс.кВт.ч 5 Поступление электроэнергии в сеть тыс.кВт.ч 6 Отпуск электроэнергии из сети тыс.кВт.ч 7 Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии,* всего тыс.кВт.ч 7.1 расход электроэнергии на производственные (с учетом хозяйственных) нужды тыс.кВт.ч 8 Фактические (отчетные) потери электроэнергии в сети (п.1 + п.3 - п.2 - п.4 - п.7)тыс.кВт.ч 8.1 СПРАВОЧНО: Фактические (отчетные) потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.8/п.6)%9 Технологические потери электроэнергии, всего тыс.кВт.ч 9.1 в том числе условно-постоянные тыс.кВт.ч 9.2 нагрузочные тыс.кВт.ч 9.3 потери, обусловленные допустимыми погрешностями приборов учета тыс.кВт.ч 9.4 СПРАВОЧНО: Технологические потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.9/п.6)%10 СПРАВОЧНО: Нетехнические потери электроэнергии (п.8-п.9)тыс.кВт.ч 10.1 СПРАВОЧНО: Нетехнические потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.10/п.6)%* Примечание: 1. Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии определяется как сумма объемов переданной электроэнергии, сформированных в соответствии с фактическим уровнем номинального напряжения оборудования ЕНЭС, к которому подключен потребитель услуг по передаче электроэнергии. 2. Прием электроэнергии в сеть и отдача электроэнергии из сети - несальдированные данные результатов измерений приборов учета, приведенные к границе балансовой принадлежности ЕНЭС в зоне обслуживания ЕНЭС (филиала ЕНЭС). 3. Поступление электроэнергии в сеть и Отпуск электроэнергии из сети - сальдированные величины, определяемые как сумма сальдированных значений по присоединениям (точке учета). При этом, если разница между приемом электроэнергии в сеть и отдачей электроэнергии из сети получается положительной в направлении от ГК, участников ОРЭМ и др. к границе ЕНЭС, то полученное значение участвует в формировании поступления электроэнергии в сеть. Если разница между приемом электроэнергии в сеть и отдачей электроэнергии из сети получается положительной в направлении от границы ЕНЭС к ГК, участникам ОРЭМ и др., то полученное значение участвует в формировании отпуска электроэнергии из сети.Таблица 2.2 - Структура баланса электроэнергии по уровням напряжения в базовом году (2011 год)наименование ЕНЭС N п/п Наименование показателя Единица Численное значение показателей по уровням напряжения измерения Всего 1150-750 кВ 400-500 кВ 330 кВ 220 кВ 150-110 кВ 27,5-60 кВ 1-20 кВ 0,4 кВ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 по физическому балансу 1 Прием электроэнергии в сеть, всего тыс.кВт.ч 1.1 в том числе от генерирующих компаний тыс.кВт.ч 1.2 от зарубежных энергосистем тыс.кВт.ч 1.3 прямых потребителей, участников ОРЭМ тыс.кВт.ч 1.4 от от смежных филиалов тыс.кВт.ч 2 Отдача электроэнергии из сетей, всего тыс.кВт.ч 2.1 в том числе генерирующим компаниям тыс.кВт.ч 2.2 в зарубежные энергосистемы тыс.кВт.ч 2.3 в энергосбытовые компании, прямым потребителям, участникам ОРЭМ тыс.кВт.ч 2.4 в смежные филиалы тыс.кВт.ч 3 Прием электроэнергии из сети смежного напряжения, всего тыс.кВт.ч 3.1 в том числе из сетей 1150-750 кВ тыс.кВт.ч 3.2 из сетей 500 кВ тыс.кВт.ч 3.3 из сетей 330 кВ тыс.кВт.ч 3.4 из сетей 220 кВ тыс.кВт.ч 3.5 из сетей 110 кВ тыс.кВт.ч 3.6 из сетей 27,5-60 кВ тыс.кВт.ч 3.7 из сетей 1-20 кВ тыс.кВт.ч 4 Отдача электроэнергии в сети смежного напряжения, всего тыс.кВт.ч 4.1 в том числе в сеть 500 кВ тыс.кВт.ч 4.2 в сеть 330 кВ тыс.кВт.ч 4.3 в сеть 220 кВ тыс.кВт.ч 4.4 в сеть 110 кВ тыс.кВт.ч 4.5 в сеть 27,5-60 кВ тыс.кВт.ч 4.6 в сеть 1-20 кВ тыс.кВт.ч 4.7 в сеть 0,4 кВ тыс.кВт.ч 5 Поступление электроэнергии в сеть тыс.кВт.ч 6 Отпуск электроэнергии из сети тыс.кВт.ч 7 Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии,* всего тыс.кВт.ч 7.1 расход электроэнергии на производственные (с учетом хозяйственных) нужды тыс.кВт.ч 8 Фактические (отчетные) потери электроэнергии в сети (п.1+п.3-п.2-п.4-п.7)тыс.кВт.ч 8.1 СПРАВОЧНО: Фактические (отчетные) потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.8/п.6)%9 Технологические потери электроэнергии, всего тыс.кВт.ч 9.1 в том числе условно-постоянные тыс.кВт.ч 9.2 нагрузочные тыс.кВт.ч 9.3 потери, обусловленные допустимыми погрешностями приборов учета тыс.кВт.ч 9.4 СПРАВОЧНО: Технологические потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.9/п.6)%10 СПРАВОЧНО: Нетехнические потери электроэнергии (п.8-п.9)тыс.кВт.ч 10.1 СПРАВОЧНО: Нетехнические потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.10/п.6)%*Примечание: 1. Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии определяется как сумма объемов переданной электроэнергии, сформированных в соответствии с фактическим уровнем номинального напряжения оборудования ЕНЭС, к которому подключен потребитель услуг по передаче электроэнергии. 2. Прием электроэнергии в сеть и отдача электроэнергии из сети - несальдированные данные результатов измерений приборов учета, приведенные к границе балансовой принадлежности ЕНЭС в зоне обслуживания ЕНЭС (филиала ЕНЭС). 3. Поступление электроэнергии в сеть и Отпуск электроэнергии из сети - сальдированные величины, определяемые как сумма сальдированных значений по присоединениям (точке учета). При этом, если разница между приемом электроэнергии в сеть и отдачей электроэнергии из сети получается положительной в направлении от ГК, участников ОРЭМ и др. к границе ЕНЭС, то полученное значение участвует в формировании поступления электроэнергии в сеть. Если разница между приемом электроэнергии в сеть и отдачей электроэнергии из сети получается положительной в направлении от границы ЕНЭС к ГК, участникам ОРЭМ и др., то полученное значение участвует в формировании отпуска электроэнергии из сети.Таблица 2.3 - Структура баланса электроэнергии по уровням напряжения в текущем году (2012 год)наименование ЕНЭС N Наименование Единица Численное значение показателей по уровням напряжения п/п показателя измере-ния Всего 1150-750 кВ 400-500 кВ 330 кВ 220 кВ 150-110 кВ 27,5-60 кВ 1-20 кВ 0,4 кВ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 по физическому балансу 1 Прием электроэнергии в сеть, всего тыс.кВт.ч 1.1 в том числе от генерирующих компаний тыс.кВт.ч 1.2 от зарубежных энергосистем тыс.кВт.ч 1.3 прямых потребителей, участников ОРЭМ тыс.кВт.ч 1.4 от от смежных филиалов тыс.кВт.ч 2 Отдача электроэнергии из сетей, всего тыс.кВт.ч 2.1 в том числе генерирующим компаниям тыс.кВт.ч 2.2 в зарубежные энергосистемы тыс.кВт.ч 2.3 в энергосбытовые компании, прямым потребителям, участникам ОРЭМ тыс.кВт.ч 2.4 в смежные филиалы тыс.кВт.ч 3 Прием электроэнергии из сети смежного напряжения, всего тыс.кВт.ч 3.1 в том числе из сетей 1150-750 кВ тыс.кВт.ч 3.2 из сетей 500 кВ тыс.кВт.ч 3.3 из сетей 330 кВ тыс.кВт.ч 3.4 из сетей 220 кВ тыс.кВт.ч 3.5 из сетей 110 кВ тыс.кВт.ч 3.6 из сетей 27,5-60 кВ тыс.кВт.ч 3.7 из сетей 1-20 кВ тыс.кВт.ч 4 Отдача электроэнергии в сети смежного напряжения, всего тыс.кВт.ч 4.1 в том числе в сеть 500 кВ тыс.кВт.ч 4.2 в сеть 330 кВ тыс.кВт.ч 4.3 в сеть 220 кВ тыс.кВт.ч 4.4 в сеть 110 кВ тыс.кВт.ч 4.5 в сеть 27,5-60 кВ тыс.кВт.ч 4.6 в сеть 1-20 кВ тыс.кВт.ч 4.7 в сеть 0,4 кВ тыс.кВт.ч 5 Поступление электроэнергии в сеть тыс.кВт.ч 6 Отпуск электроэнергии из сети тыс.кВт.ч 7 Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии,* всего тыс.кВт.ч 7.1 расход электроэнергии на производственные (с учетом хозяйственных) нужды тыс.кВт.ч 8 Фактические (отчетные) потери электроэнергии в сети (п.1+п.3-п.2-п.4-п.7)тыс.кВт.ч 8.1 СПРАВОЧНО: Фактические (отчетные) потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.8/п.6)%9 Технологические потери электроэнергии, всего тыс.кВт.ч 9.1 в том числе условно-постоянные тыс.кВт.ч 9.2 нагрузочные тыс.кВт.ч 9.3 потери, обусловленные допустимыми погрешностями приборов учета тыс.кВт.ч 9.4 СПРАВОЧНО: Технологические потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.9/п.6)%10 СПРАВОЧНО: Нетехнические потери электроэнергии (п.8-п.9)тыс.кВт.ч 10.1 СПРАВОЧНО: Нетехнические потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.10/п.6)%* Примечание: 1. Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии определяется как сумма объемов переданной электроэнергии, сформированных в соответствии с фактическим уровнем номинального напряжения оборудования ЕНЭС, к которому подключен потребитель услуг по передаче электроэнергии. 2. Прием электроэнергии в сеть и отдача электроэнергии из сети - несальдированные данные результатов измерений приборов учета, приведенные к границе балансовой принадлежности ЕНЭС в зоне обслуживания ЕНЭС (филиала ЕНЭС). 3. Поступление электроэнергии в сеть и Отпуск электроэнергии из сети - сальдированные величины, определяемые как сумма сальдированных значений по присоединениям (точке учета). При этом, если разница между приемом электроэнергии в сеть и отдачей электроэнергии из сети получается положительной в направлении от ГК, участников ОРЭМ и др. к границе ЕНЭС, то полученное значение участвует в формировании поступления электроэнергии в сеть. Если разница между приемом электроэнергии в сеть и отдачей электроэнергии из сети получается положительной в направлении от границы ЕНЭС к ГК, участникам ОРЭМ и др., то полученное значение участвует в формировании отпуска электроэнергии из сети.Таблица 2.4 - Структура баланса электроэнергии по уровням напряжения в первом году регулироваиня (2013 год)наименование ЕНЭС N Наименование Единица Численное значение показателей по уровням напряжения п/п показателя измере-ния Всего 1150-750 кВ 400-500 кВ 330 кВ 220 кВ 150-110 кВ 27,5-60 кВ 1-20 кВ 0,4 кВ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 по физическому балансу 1 Прием электроэнергии в сеть, всего тыс.кВт.ч 1.1 в том числе от генерирующих компаний тыс.кВт.ч 1.2 от зарубежных энергосистем тыс.кВт.ч 1.3 прямых потребителей, участников ОРЭМ тыс.кВт.ч 1.4 от от смежных филиалов тыс.кВт.ч 2 Отдача электроэнергии из сетей, всего тыс.кВт.ч 2.1 в том числе генерирующим компаниям тыс.кВт.ч 2.2 в зарубежные энергосистемы тыс.кВт.ч 2.3 в энергосбытовые компании, прямым потребителям, участникам ОРЭМ тыс.кВт.ч 2.4 в смежные филиалы тыс.кВт.ч 3 Прием электроэнергии из сети смежного напряжения, всего тыс.кВт.ч 3.1 в том числе из сетей 1150-750 кВ тыс.кВт.ч 3.2 из сетей 500 кВ тыс.кВт.ч 3.3 из сетей 330 кВ тыс.кВт.ч 3.4 из сетей 220 кВ тыс.кВт.ч 3.5 из сетей 110 кВ тыс.кВт.ч 3.6 из сетей 27,5-60 кВ тыс.кВт.ч 3.7 из сетей 1-20 кВ тыс.кВт.ч 4 Отдача электроэнергии в сети смежного напряжения, всего тыс.кВт.ч 4.1 в том числе в сеть 500 кВ тыс.кВт.ч 4.2 в сеть 330 кВ тыс.кВт.ч 4.3 в сеть 220 кВ тыс.кВт.ч 4.4 в сеть 110 кВ тыс.кВт.ч 4.5 в сеть 27,5-60 кВ тыс.кВт.ч 4.6 в сеть 1-20 кВ тыс.кВт.ч 4.7 в сеть 0,4 кВ тыс.кВт.ч 5 Поступление электроэнергии в сеть тыс.кВт.ч 6 Отпуск электроэнергии из сети тыс.кВт.ч 7 Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии,* всего тыс.кВт.ч 7.1 расход электроэнергии на производственные (с учетом хозяйственных) нужды тыс.кВт.ч 8 Фактические (отчетные) потери электроэнергии в сети (п.1+п.3-п.2-п.4-п.7)тыс.кВт.ч 8.1 СПРАВОЧНО: Фактические (отчетные) потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.8/п.6)%9 Технологические потери электроэнергии, всего тыс.кВт.ч 9.1 в том числе условно-постоянные тыс.кВт.ч 9.2 нагрузочные тыс.кВт.ч 9.3 потери, обусловленные допустимыми погрешностями приборов учета тыс.кВт.ч 9.4 СПРАВОЧНО: Технологические потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.9/п.6)%10 СПРАВОЧНО: Нетехнические потери электроэнергии (п.8-п.9)тыс.кВт.ч 10.1 СПРАВОЧНО: Нетехнические потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.10/п.6)%*Примечание: 1. Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии определяется как сумма объемов переданной электроэнергии, сформированных в соответствии с фактическим уровнем номинального напряжения оборудования ЕНЭС, к которому подключен потребитель услуг по передаче электроэнергии. 2. Прием электроэнергии в сеть и отдача электроэнергии из сети - несальдированные данные результатов измерений приборов учета, приведенные к границе балансовой принадлежности ЕНЭС в зоне обслуживания ЕНЭС (филиала ЕНЭС). 3. Поступление электроэнергии в сеть и Отпуск электроэнергии из сети - сальдированные величины, определяемые как сумма сальдированных значений по присоединениям (точке учета). При этом, если разница между приемом электроэнергии в сеть и отдачей электроэнергии из сети получается положительной в направлении от ГК, участников ОРЭМ и др. к границе ЕНЭС, то полученное значение участвует в формировании поступления электроэнергии в сеть. Если разница между приемом электроэнергии в сеть и отдачей электроэнергии из сети получается положительной в направлении от границы ЕНЭС к ГК, участникам ОРЭМ и др., то полученное значение участвует в формировании отпуска электроэнергии из сети.Таблица 3 - Структура перетоков электроэнергии по ЕНЭС в базовом году (2011 год)наименование ЕНЭС ССО, производители электроэнергии, сети Количество уровней Уровень напряжения,Перетоки электроэнергии, тыс.кВт.ч ЕНЭС напряжения кВ Прием Отдача 1 2 3 4 5 Всего:- - в том числе по уровням напряжения:1150-750 кВ 500 кВ 330 кВ 220 кВ 150-110 кВ 27,5-60 кВ 1-20 кВ 0,4 кВ Таблица 4.1 - Структура технологических потерь электроэнергии в целом по ЕНЭС в базовом году (2011 год)наименование ЕНЭС N Наименование Численные значения по уровням напряжения п/п структурных 1150-750 кВ 500 кВ 330 кВ 220 кВ 150-110 кВ 27,5-60 кВ 1-20 кВ 0,4 кВ Всего составляющих тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч % *тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 1 Отпуск электроэнергии из сети (п.6 таблицы 2)*2 Условно-постоянные потери электроэнергии 2.1 Холостой ход трансформаторов 2.2 Корона в воздушных линиях 2.3 Токи утечки в воздушных линиях 2.4 Изоляция в кабельных линиях 2.5 Измерительные трансформаторы тока 2.6 Измерительные трансформаторы напряжения 2.7 Счетчики прямого включения 2.8 Шунтирующие реакторы 2.9 Соединительные провода и сборные шины подстанций 2.10 Вентильные разрядники 2.11 Ограничители перенапряжений 2.12 Устройства присоединения ВЧ-связи 2.13 Компенсирующие устройства 2.14 Расход электроэнергии на собственные нужды 2.15 Расход электроэнергии на плавку гололеда 3 Нагрузочные потери электроэнергии 3.1 Трансформаторы 3.2 Линии 3.3 Токоограничивающие реакторы 3.4 Шинопроводы 4 Технические потери электроэнергии (п.2+п.3)5 Потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями приборов учета 6 Технологические потери электроэнергии (п.4+п.5)* Примечание: Проценты справочно определяются к отпуску электроэнергии в сеть по уровням напряжения.Таблица 4.2 - Структура технологических потерь электроэнергии по ЕНЭС в текущем году (2012 годнаименование ЕНЭС N Наименование структурных Численные значения по уровням напряжения п/п составляющих 1150-750 кВ 500 кВ 330 кВ 220 кВ 150-110 кВ 27,5-60 кВ 1-20 кВ 0,4 кВ Всего тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч % *тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 1 Отпуск электроэнергии из сети (п.6 таблицы 2)*2 Условно-постоянные потери электроэнергии 2.1 Холостой ход трансформаторов 2.2 Корона в воздушных линиях 2.3 Токи утечки в воздушных линиях 2.4 Изоляция в кабельных линиях 2.5 Измерительные трансформаторы тока 2.6 Измерительные трансформаторы напряжения 2.7 Счетчики прямого включения 2.8 Шунтирующие реакторы 2.9 Соединительные провода и сборные шины подстанций 2.10 Вентильные разрядники 2.11 Ограничители перенапряжений 2.12 Устройства присоединения ВЧ-связи 2.13 Компенсирующие устройства 2.14 Расход электроэнергии на собственные нужды 2.15 Расход электроэнергии на плавку гололеда 3 Нагрузочные потери электроэнергии 3.1 Трансформаторы 3.2 Линии 3.3 Токоограничивающие реакторы 3.4 Шинопроводы 4 Технические потери электроэнергии (п.2+п.3)5 Потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями приборов учета 6 Технологические потери электроэнергии (п.4+п.5)* Примечание: Проценты справочно определяются к отпуску электроэнергии в сеть по уровням напряжения.Таблица 4.3 - Структура технологических потерь электроэнергии по ЕНЭС в первом году регулирования (2013 год)наименование ЕНЭС N Наименование структурных Численные значения по уровням напряжения п/п составляющих 1150-750 кВ 500 кВ 330 кВ 220 кВ 150-110 кВ 27,5-60 кВ 1-20 кВ 0,4 кВ Всего тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч % *тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 1 Отпуск электроэнергии из сети (п.6 таблицы 2)*2 Условно-постоянные потери электроэнергии 2.1 Холостой ход трансформаторов 2.2 Корона в воздушных линиях 2.3 Токи утечки в воздушных линиях 2.4 Изоляция в кабельных линиях 2.5 Измерительные трансформаторы тока 2.6 Измерительные трансформаторы напряжения 2.7 Счетчики прямого включения 2.8 Шунтирующие реакторы 2.9 Соединительные провода и сборные шины подстанций 2.10 Вентильные разрядники 2.11 Ограничители перенапряжений 2.12 Устройства присоединения ВЧ-связи 2.13 Компенсирующие устройства 2.14 Расход электроэнергии на собственные нужды 2.15 Расход электроэнергии на плавку гололеда 3 Нагрузочные потери электроэнергии 3.1 Трансформаторы 3.2 Линии 3.3 Токоограничивающие реакторы 3.4 Шинопроводы 4 Технические потери электроэнергии (п.2+п.3)5 Потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями приборов учета 6 Технологические потери электроэнергии (п.4+п.5)* Примечание: Проценты справочно определяются к отпуску электроэнергии в сеть по уровням напряжения.Таблица 5.1 - Изменение количества трансформаторов в соответствии с инвестиционной программой, программой энергосбережения и производственной программой0 наименование ЕНЭС N Источник N Место Дата Uном,2011 2013 п/п финан-сирова-ия*пункта прог-рамме установки транс-форматора реали-ации мероприя-тия, ввода в эксплуа-тацию кВ Марка транс-форма-тора Номи-наль-ная мощ-ность, кВА коли-чество Марка транс-форма-тора Номи-наль-ная мощ-ность, кВА коли-чество 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Всего 0 0 0 0 Изменение объемов на балансе 0 0 __________________* Инвестиционная программа, программа энергосбережения, производственная программа и т.п.Таблица 5.2 - Изменение протяженности ЛЭП в соответствии с инвестиционной программой, программой энергосбережения и производственной программой0 наименование ЕНЭС N Источник N пункта Наименование Uном,Дата реализации 2011 2013 п/п финанси-рования*програм-ме линии кВ мероприятия, ввода в эксплуатацию длина по трассе, км кол-во цепей марка и сечение провода длина по трассе, км кол-во цепей марка и сечение провода 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Всего 0 0 Изменение объемов на балансе 0 ________________* Инвестиционная программа, программа энергосбережения, производственная программа и т.п.Таблица 6 - Сводный баланс электроэнергии по уровням напряжения в целом по ЕНЭС в базовом и регулируемом годахнаименование ЕНЭС N Наименование показателя Единица Численное значение показателя по уровням напряжения п/п измерения Базовый год 2011 Первый год регулируемого периода 2013 Всего 330 кВ и выше 220 кВ и ниже Всего 330 кВ и выше 220 кВ и ниже 1 2 3 4 5 8 9 10 13 по физическому балансу 1 Отпуск электроэнергии из сети (п.5 таблицы 2, п.5 таблицы 2А)тыс.кВт.ч 2 Отдача электроэнергии в сети смежного напряжения тыс.кВт.ч 3 Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии всего,тыс.кВт.ч 3.1 в том числе объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии потребителям, непосредственно подключенным к шинам подстанций тыс.кВт.ч 3.2 расход электроэнергии на производственные (с учетом хозяйственных) нужды тыс.кВт.ч 4 Фактические (отчетные) потери электроэнергии в сети (п.1-п.2-п.3)тыс.кВт.ч 4.1 СПРАВОЧНО: Фактические (отчетные) потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.4/п.1)%5 Технологические потери электроэнергии тыс.кВт.ч 6 Нетехнические потери электроэнергии (п.4-п.5)тыс.кВт.ч 6.1 СПРАВОЧНО: Нетехнические потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.6/п.1)%7 СПРАВОЧНО: Нормативные технологические потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.5/п.1)%Таблица 7 - Количество и установленная мощность трансформаторовнаименование ЕНЭС N Единичная Высшее Количество, шт.п/п мощность, кВА напряжение, кВ 2009 2010 2011 2012 2013 1 2 3 4 5 6 7 8 1.1 До 2500 3-20 1.2 27,5-35 2.1 От 2500 до 10000 3-20 2.2 35 2.3 110-154 3.1 От 10000 до 3-20 3.2 80000 27,5-35 3.3 включительно 110-154 3.4 220 4.1 Более 80000 110-154 4.2 220 4.3 330 однофазные 4.4 330 трехфазные 4.5 400-500 однофазные 4.6 400-500 трехфазные 4.7 750-1150 5 Итого: - 0 0 0 0 0 N Единичная Высшее Установленная мощность, кВА п/п мощность, кВА напряжение, кВ 2009 2010 2011 2012 2013 1 2 3 4 5 6 7 8 1.1 До 2500 3-20 1.2 27,5-35 2.1 От 2500 до 10000 3-20 2.2 35 2.3 110-154 3.1 От 10000 до 3-20 3.2 80000 27,5-35 3.3 включительно 110-154 3.4 220 4.1 Более 80000 110-154 4.2 220 4.3 330 однофазные 4.4 330 трехфазные 4.5 400-500 однофазные 4.6 400-500 трехфазные 4.7 750-1150 5 Итого: - 0 0 0 0 0 Примечание - Резервные неиспользуемые трансформаторы, а также специальные трансформаторы для плавки гололеда в таблицу не включаются.Таблица 8 - Количество и мощность устройств компенсации реактивной мощностинаименование ЕНЭС N Тип Напряжение, кВ Количество шт./групп п/п Мощность, тыс.кВА 2009 2010 2011 2012 2013 1 2 3 4 5 6 7 8 1.1 Шунтирующие 3-20 кВ 1.2 реакторы 27,5-35 кВ 1.3 150-110 кВ 1.4 500 кВ 1.5 750 кВ 1.6 Итого 0 0 0 0 0 2.1 СК и генераторы,до 15,0 тыс.кВА 2.2 в режиме СК от 15,0 до 37,5 тыс.кВА 2.3 50 тыс.кВА 2.4 от 75,0 до 100,0 тыс.кВА 2.5 160 тыс.кВА 2.6 Итого 0 0 0 0 0 3.1 БСК и СТК 0,38-20 кВ 3.2 35 кВ 3.3 150-110 кВ 3.4 220 кВ и выше 3.5 Итого 0 0 0 0 0 N Тип Напряжение, кВ Установленная мощность, квар п/п Мощность, тыс.кВА 2009 2010 2011 2012 2013 1 2 3 4 5 6 7 8 1.1 Шунтирующие 3-20 кВ 1.2 реакторы 27,5-35 кВ 1.3 150-110 кВ 1.4 500 кВ 1.5 750 кВ 1.6 Итого 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2.1 СК и генераторы,до 15,0 тыс.кВА 2.2 в режиме СК от 15,0 до 37,5 тыс.кВА 2.3 50 тыс.кВА 2.4 от 75,0 до 100,0 тыс.кВА 2.5 160 тыс.кВА 2.6 Итого 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3.1 БСК и СТК 0,38-20 кВ 3.2 35 кВ 3.3 150-110 кВ 3.4 220 кВ и выше 3.5 Итого 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Таблица 9 - Протяженность (по цепям) воздушных и кабельных линий электропередачи и шинопроводовнаименование ЕНЭС N п/п Класс напряжения Протяженность, км 2009 2010 2011 2012 2013 1 2 5 6 7 8 9 1 Воздушные линии 1.1 1150 кВ 1.2 800 кВ 1.3 750 кВ 1.4 500 кВ 1.5 400 кВ 1.6 330 кВ 1.7 220 кВ 1.8 154 кВ 1.9 110 кВ 1.10 35 кВ 1.11 27,5 кВ 1.12 20 кВ 1.13 10 кВ 1.14 6 кВ 1.15 3 кВ 1.16 2 кВ 1.17 500 Вольт и ниже 1.18 Всего по воздушным линиям 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2 Кабельные линии 2.1 500 кВ 2.2 400 кВ 2.3 330 кВ 2.4 220 кВ 2.5 110 кВ 2.6 35 кВ 2.7 27,5 кВ 2.8 20 кВ 2.9 10 кВ 2.10 6 кВ 2.11 3 кВ 2.12 2 кВ 2.13 500 Вольт и ниже 2.14 Всего по кабельным линиям 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3 Всего по воздушным и кабельным линиям 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4 Шинопроводы 4.1 800 кВ 4.2 750 кВ 4.3 500 кВ 4.4 400 кВ 4.5 330 кВ 4.6 220 кВ 4.7 154 кВ 4.8 110 кВ 4.9 35 кВ 4.10 27,5 кВ 4.11 20 кВ 4.12 10 кВ 4.13 6 кВ 4.14 Всего по шинопроводам 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Таблица 10 - Динамика основных показателей ЕНЭС для утверждения норматива технологических потерь электроэнергиинаименование ЕНЭС Организацион-но-правовая форма, наименование и местонахож-дение ТСО и Экспертной организации Год в целом/ по уровням напряжения Отпуск электроэнергии в сеть фактический (для базового и предшествующего базовому периодов)/прогноз-ный (для текущего и регулируемого периода)Потери электроэнергии отчетные (фактические) (для базового и предшествующего базовому периодов)/прогноз-ные (для текущего и регулируемого периода)Технологические потери электроэнергии Значение отпуска электроэнергии в сеть, соответствующее нормативу, включенному в тариф Значение отпуска электроэнергии в сеть, соответствую-щее нормативу, утвержденному в Минэнерго России Потери электроэнергии, учтенные в тарифе на передачу электроэнергии Норматив технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям*тыс.кВт.ч тыс.кВт.ч % от отпуска в сеть тыс.кВт.ч % от отпуска в сеть тыс.кВт.ч тыс.кВт.ч тыс.кВт.ч % от отпуска в сеть**тыс.кВт.ч % от отпуска в сеть***Организация: 2009 сеть 330 кВ и выше сеть 220 кВ и ниже Всего 2010 сеть 330 кВ и выше сеть 220 кВ и ниже Всего 2011 сеть 330 кВ и выше сеть 220 кВ и ниже Всего Эксперт: 2012 сеть 330 кВ и выше сеть 220 кВ и ниже Всего 2013 сеть 330 кВ и выше сеть 220 кВ и ниже Всего _________________* Указывается норматив, предлагаемый к утверждению (для регулируемого периода)/утвержденный в Минэнерго России (для остальных периодов).** По отношению к отпуску в сеть, используемому при определении тарифа на передачу электроэнергии.*** По отношению к отпуску в сеть, используемому при определении норматива потерь при передаче электроэнергии по физическому балансу.Предложение на утверждение нормативов технологических потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетямнаименование ЕНЭС Период Наименование показателя Единица измерения Численное значение показателя по уровням Регулируемый(с 20__ г.Всего 330 кВ и выше 220 кВ и ниже по 20__ г. включительно)Отпуск электрической энергии из сети тыс.кВт·ч Норматив технологических потерь электрической энергии в процентах от отпуска электрической энергии из сети %Период Наименование показателя Единица измерения Численное значение показателя по уровням Дата и номер приказа Минэнерго Всего 330 кВ и выше 220 кВ и ниже России Текущий(с 20__ г.Отпуск электрической энергии из сети тыс.кВт·ч по 20__ г. включительно)Норматив технологических потерь электрической энергии в процентах от отпуска электрической энергии из сети %Базовый(с 20__ г.Отпуск электрической энергии из сети тыс. кВт·ч по 20__ г. включительно)Норматив технологических потерь электрической энергии в процентах от отпуска электрической энергии из сети %Общая информация ТСО с субабонентами Экспертная организация Наименование (с указанием организационно-правовой формы)ИНН Адрес Местонахождение Электронная почта ФИО руководителя Должность руководителя Контактный телефон руководителя ФИО ответственного исполнителя Должность ответственного исполнителя Контактный телефон ответственного исполнителя Электронная почта ответственного исполнителя Первый год регулирования 2013 Количество лет в периоде регулирования Отчет сформирован: Расчетный метод ВН-СН2: Расчетный метод НН: Собственные нужды ПС: Метрологическая составляющая: Коэффициенты прироста 1150-750 кВ 500 кВ 330 кВ 220 кВ 150-110 кВ 27,5-60 кВ 1-20 кВ 0,4 кВ Общий Отпуска в сеть, соответствующего физическому балансу Отпуска в сеть, по действующим указаниям по расчету тарифов Объема переданной электроэнергии Обозначения ячеек:расчет ссылка на другие таблицы самостоятельный ввод Таблица 1 - Показатели баланса электроэнергии в целом по электрическим сетям СХПОнаименование ТСО с субабонентами N Наименование Единица п/п показателя измере-ния 2009 2010 2011 2012 2013 1 2 3 4 5 6 7 8 1 Прием электроэнергии в сеть*, всего тыс.кВт.ч 0 1.1 в том числе из сетей ЕНЭС тыс.кВт.ч 1.2 из сетей ССО*тыс.кВт.ч 1.3 из сетей ГК*тыс.кВт.ч 1.4 от блок-станций тыс.кВт.ч 2 Отдача электроэнергии из сети*, всего тыс.кВт.ч 0 2.1 в том числе в сети ЕНЭС тыс.кВт.ч 2.2 в сети ССО тыс.кВт.ч 2.3 в сети ГК тыс.кВт.ч 3 Отпуск электроэнергии в сеть (п.1-п.2)*тыс.кВт.ч 0 3.1 Отпуск электроэнергии в сеть для субабонентов тыс.кВт.ч 4 Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии*, всего тыс.кВт.ч 4.1 в том числе: расход электроэнергии на производственные (с учетом хозяйственных) нужды тыс.кВт.ч 4.2 объем переданной (потребленной) электроэнергии субабонентами тыс.кВт.ч 5 Фактические (отчетные) потери электроэнергии (п.3-п.4)тыс.кВт.ч 0 5.1 СПРАВОЧНО: Фактические (отчетные) потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.5/п.3)%6 Отпуск электроэнергии в сеть, учитываемый при определении тарифа на передачу электроэнергии, всего тыс.кВт.ч 6.1 по сети ВН тыс.кВт.ч 6.2 по сети СНI тыс.кВт.ч 6.3 по сети СНII тыс.кВт.ч 6.4 по сети НН тыс.кВт.ч 7 Потери электроэнергии, учтенные в тарифе на передачу электроэнергии, всего тыс.кВт.ч 0 0 %7.1 в том числе по сети ВН тыс.кВт.ч %7.2 по сети СНI тыс.кВт.ч %7.3 по сети СНII тыс.кВт.ч %7.4 по сети НН тыс.кВт.ч %8 Отпуск электроэнергии в сеть, учитываемый при определении норматива потерь на передачу электроэнергии, всего тыс.кВт.ч 8.1 по сети ВН тыс.кВт.ч 8.2 по сети СНI тыс.кВт.ч 8.3 по сети СНII тыс.кВт.ч 8.4 по сети НН тыс.кВт.ч 9 Потери электроэнергии, тыс.кВт.ч утвержденные в Минэнерго России, всего %9.1 в том числе по сети ВН тыс.кВт.ч %9.2 по сети СНI тыс.кВт.ч %9.3 по сети СНII тыс.кВт.ч %9.4 по сети НН тыс.кВт.ч %10 Сверхнормативные потери электроэнергии (п.5-п.6)тыс.кВт.ч 0 0 10.1 СПРАВОЧНО: Сверхнормативные потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.8/п.3)%* Примечания: 1. Прием электроэнергии в сеть определяется как сумма объемов электроэнергии, поступившей (поставленной) в электрическую сеть из других (смежных) сетевых организаций и от производителей электроэнергии (несальдируемая величина). 2. ССО - смежная сетевая организация, расположенная на территории другого субъекта Российской Федерации. 3. ГК - генерирующая компания. 4. Отдача электроэнергии из сети определяется как сумма объемов электроэнергии, отпущенной из электрической сети в другие смежные сетевые организации другого субъекта Российской Федерации и в сети производителей электроэнергии (не включая объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии) (несальдируемая величина). 5. Отпуск электроэнергии в электрическую сеть ТСО (отпуск в сеть) определяется как разность между приемом электроэнергии в сеть и ее отдачей из электрической сети. Таблица 2.1 - Структура баланса электроэнергии по уровням напряжения в году, предшествующем базовому (2010 год)наименование ТСО с субабонентами N п/п Наименование Единица Численное значение показателей по уровням напряжения показателя измере-ния Всего 1150-750 кВ 500 кВ 330 кВ 220 кВ 150-110 кВ 27,5-60 кВ 1-20 кВ 0,4 кВ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 по физическому балансу 1 Прием электроэнергии в сеть, всего тыс.кВт.ч 1.1 в том числе из сетей ЕНЭС тыс.кВт.ч 1.2 из сетей ССО тыс.кВт.ч 1.3 от сетей ГК тыс.кВт.ч 1.4 от блок-станций тыс.кВт.ч 2 Отдача электроэнергии из сетей, всего тыс.кВт.ч 2.1 в том числе в сети ЕНЭС тыс.кВт.ч 2.2 в сети ССО тыс.кВт.ч 2.3 в сети ГК тыс.кВт.ч 3 Прием электроэнергии из сети смежного напряжения, всего тыс.кВт.ч 3.1 в том числе из сетей 1150-750 кВ тыс.кВт.ч 3.2 из сетей 500 кВ тыс.кВт.ч 3.3 из сетей 330 кВ тыс.кВт.ч 3.4 из сетей 220 кВ тыс.кВт.ч 3.5 из сетей 110 кВ тыс.кВт.ч 3.6 из сетей 27,5-60 кВ 3.7 из сетей 1-20 кВ тыс.кВт.ч 4 Отдача электроэнергии в сети смежного напряжения, всего тыс.кВт.ч 4.1 в том числе в сеть 500 кВ тыс.кВт.ч 4.2 в сеть 330 кВ тыс.кВт.ч 4.3 в сеть 220 кВ тыс.кВт.ч 4.4 в сеть 110 кВ тыс.кВт.ч 4.5 в сеть 27,5-60 кВ тыс.кВт.ч 4.6 в сеть 1-20 кВ тыс.кВт.ч 4.7 в сеть 0,4 кВ тыс.кВт.ч 5 Отпуск электроэнергии в сеть (п.1-п.2+п.3)*тыс.кВт.ч 5.1 Отпуск электроэнергии в сеть для субабонентов тыс.кВт.ч 6 Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии,* всего тыс.кВт.ч 6.1 в том числе: объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии потребителям, непосредственно подключенным к шинам подстанций тыс.кВт.ч 6.1.1 c первичным уровнем напряжения 750 кВ тыс.кВт.ч 6.1.2 500 кВ тыс.кВт.ч 6.1.3 330 кВ тыс.кВт.ч 6.1.4 220 кВ тыс.кВт.ч 6.1.5 110 кВ тыс.кВт.ч 6.1.6 27,5-60 кВ тыс.кВт.ч 6.1.7 1-20 кВ тыс.кВт.ч 6.2 расход электроэнергии на производственные (с учетом хозяйственных) нужды тыс.кВт.ч 6.3 объем переданной (потребленной) электроэнергии субабонентам тыс.кВт.ч 7 Фактические (отчетные) потери электроэнергии в сети (п.5-п.6-п.4)тыс.кВт.ч 7.1 СПРАВОЧНО: Фактические (отчетные) потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.7/п.5)%8 Технологические потери электроэнергии, всего тыс.кВт.ч 8.1 в том числе условно-постоянные тыс.кВт.ч 8.2 нагрузочные тыс.кВт.ч 8.3 потери, обусловленные допустимыми погрешностями приборов учета тыс.кВт.ч 8.4 СПРАВОЧНО: Технологические потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.8/п.5)%9 Технологические потери электроэнергии, относимые на субабонентов, всего тыс.кВт.ч 9.1 в том числе условно-постоянные тыс.кВт.ч 9.2 нагрузочные тыс.кВт.ч 9.3 потери, обусловленные допустимыми погрешностями приборов учета тыс.кВт.ч 9.4 СПРАВОЧНО: Технологические потери электроэнергии, относимые на субабонентов, в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.9/п.5.1)%10 СПРАВОЧНО: Нетехнические потери электроэнергии (п.7-п.8)тыс.кВт.ч 10.1 СПРАВОЧНО: Нетехнические потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.9/п.5)%по экономическому балансу 11 Отпуск электроэнергии в сеть, ВСЕГО тыс.кВт.ч 0,0 0 0 0 0 0 11.1 Прием электроэнергии из сети смежного напряжения, всего тыс.кВт.ч 0 0 0 0 11.1.1 в том числе из сетей 1150-750 кВ тыс.кВт.ч 11.1.2 из сетей 500 кВ тыс.кВт.ч 11.1.3 из сетей 330 кВ тыс.кВт.ч 11.1.4 из сетей 220 кВ тыс.кВт.ч 11.1.5 из сетей 110 кВ тыс.кВт.ч 11.1.6 из сетей 27,5-60 кВ тыс.кВт.ч 11.1.7 из сетей 1-20 кВ тыс.кВт.ч 11.2 от электростанций ПЭ тыс.кВт.ч - 0 0 0 0 0 11.3 от других поставщиков (в т.ч. с оптового рынка)тыс.кВт.ч 11.4 отпуск эл. энергии от других организаций тыс.кВт.ч - 0 0 0 0 0 12 Фактические потери электроэнергии в сети тыс.кВт.ч - - - - - - - то же в % (п.1.1/п.1.3) %13 Технологические потери электроэнергии в сети тыс.кВт.ч - - - - - - - то же в % (п.1.1/п.1.3) %14 Расход электроэнергии на производственные и (или) хозяйственные нужды тыс.кВт.ч 15 Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии,* всего тыс.кВт.ч - *Примечания: 1. Отпуск электроэнергии в сеть (строка N 5) по уровням напряжения (столбцы N 5-12) определяется с учетом приема электроэнергии из сети смежного напряжения. Отпуск электроэнергии в сеть в целом (столбец N 4) определяется как разность между приемом электроэнергии в сеть и отдачей электроэнергии из сети (без учета приема электроэнергии из сети смежного напряжения). 2. Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии определяется как сумма объемов переданной электроэнергии, сформированных в соответствии с фактическим уровнем номинального напряжения оборудования ТСО, к которому подключен потребитель услуг по передаче электроэнергии. 3. Значения в строке 6 не являются суммой значений строк 6.1 и 6.2. 4. В строке 6.1 указывается полная сумма объема переданной электроэнергии потребителям, непосредственно подключенным к шинам подстанций. 5. В строке 6.2 указывается полная сумма объема электроэнергии на производственные (хозяйственные) нужды. 6. Экономический баланс - сформирован по методическим указаниям по расчету тарифов. Таблица 2.2 - Структура баланса электроэнергии по уровням напряжения в базовом году (2011 год)наименование ТСО с субабонентами N Наименование Единица Численное значение показателей по уровням напряжения п/п показателя измере-ния Всего 1150-750 кВ 500 кВ 330 кВ 220 кВ 150-110 кВ 27,5-60 кВ 1-20 кВ 0,4 кВ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 по физическому балансу 1 Прием электроэнергии в сеть, всего тыс.кВт.ч 1.1 в том числе из сетей ЕНЭС тыс.кВт.ч 1.2 из сетей ССО тыс.кВт.ч 1.3 от сетей ГК тыс.кВт.ч 1.4 от блок-станций тыс.кВт.ч 2 Отдача электроэнергии из сетей, всего тыс.кВт.ч 2.1 в том числе в сети ЕНЭС тыс.кВт.ч 2.2 в сети ССО тыс.кВт.ч 2.3 в сети ГК тыс.кВт.ч 3 Прием электроэнергии из сети смежного напряжения, всего тыс.кВт.ч 3.1 в том числе из сетей 1150-750 кВ тыс.кВт.ч 3.2 из сетей 500 кВ тыс.кВт.ч 3.3 из сетей 330 кВ тыс.кВт.ч 3.4 из сетей 220 кВ тыс.кВт.ч 3.5 из сетей 110 кВ тыс.кВт.ч 3.6 из сетей 27,5-60 кВ тыс.кВт.ч 3.7 из сетей 1-20 кВ тыс.кВт.ч 4 Отдача электроэнергии в сети смежного напряжения, всего тыс.кВт.ч 4.1 в том числе в сеть 500 кВ тыс.кВт.ч 4.2 в сеть 330 кВ тыс.кВт.ч 4.3 в сеть 220 кВ тыс.кВт.ч 4.4 в сеть 110 кВ тыс.кВт.ч 4.5 в сеть 27,5-60 кВ тыс.кВт.ч 4.6 в сеть 1-20 кВ тыс.кВт.ч 4.7 в сеть 0,4 кВ тыс.кВт.ч 5 Отпуск электроэнергии в сеть (п.1-п.2+п.3)*тыс.кВт.ч 5.1 Отпуск электроэнергии в сеть для субабонентов тыс.кВт.ч 6 Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии,* всего тыс.кВт.ч 6.1 в том числе: объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии потребителям, непосредственно подключенным к шинам подстанций тыс.кВт.ч 6.1.1 c первичным уровнем напряжения 750 кВ тыс.кВт.ч 6.1.2 500 кВ тыс.кВт.ч 6.1.3 330 кВ тыс.кВт.ч 6.1.4 220 кВ тыс.кВт.ч 6.1.5 110 кВ тыс.кВт.ч 6.1.6 27,5-60 кВ тыс.кВт.ч 6.1.7 1-20 кВ тыс.кВт.ч 6.2 расход электроэнергии на производственные (с учетом хозяйственных) нужды тыс.кВт.ч 6.3 объем переданной (потребленной) электроэнергии субабонентам тыс.кВт.ч 7 Фактические (отчетные) потери электроэнергии в сети (п.5-п.6-п.4)тыс.кВт.ч 7.1 СПРАВОЧНО: Фактические (отчетные) потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.7/п.5)%8 Технологические потери электроэнергии, всего тыс.кВт.ч 8.1 в том числе условно-постоянные тыс.кВт.ч 8.2 нагрузочные тыс.кВт.ч 8.3 потери, обусловленные допустимыми погрешностями приборов учета тыс.кВт.ч 8.4 СПРАВОЧНО: Технологические потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.8/п.5)%9 Технологические потери электроэнергии, относимые на субабонентов, всего тыс.кВт.ч 9.1 в том числе условно-постоянные тыс.кВт.ч 9.2 нагрузочные тыс.кВт.ч 9.3 потери, обусловленные допустимыми погрешностями приборов учета тыс.кВт.ч 9.4 СПРАВОЧНО: Технологические потери электроэнергии, относимые на субабонентов, в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.9/п.5.1)%10 СПРАВОЧНО: Нетехнические потери электроэнергии (п.7-п.8)тыс.кВт.ч 10.1 СПРАВОЧНО: Нетехнические потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.9/п.5)%по экономическому балансу 11 Отпуск электроэнергии в сеть, ВСЕГО тыс.кВт.ч 0,0 0 0 0 0 0 11.1 Прием электроэнергии из сети смежного напряжения, всего тыс.кВт.ч 0 0 0 0 11.1.1 в том числе из сетей 1150-750 кВ тыс.кВт.ч 11.1.2 из сетей 500 кВ тыс.кВт.ч 11.1.3 из сетей 330 кВ тыс.кВт.ч 11.1.4 из сетей 220 кВ тыс.кВт.ч 11.1.5 из сетей 110 кВ тыс.кВт.ч 11.1.6 из сетей 27,5-60 кВ тыс.кВт.ч 11.1.7 из сетей 1-20 кВ тыс.кВт.ч 11.2 от электростанций ПЭ тыс.кВт.ч - 0 0 0 0 0 11.3 от других поставщиков (в т.ч. с оптового рынка)тыс.кВт.ч 11.4 отпуск эл. энергии от других организаций тыс.кВт.ч - 0 0 0 0 0 12 Фактические потери электроэнергии в сети тыс.кВт.ч - - - - - - - то же в % (п.1.1/п.1.3) %13 Технологические потери электроэнергии в сети тыс.кВт.ч - - - - - - - то же в % (п.1.1/п.1.3) %14 Расход электроэнергии на производственные и (или) хозяйственные нужды тыс.кВт.ч 15 Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии,* всего тыс.кВт.ч - *Примечания: 1. Отпуск электроэнергии в сеть (строка N 5) по уровням напряжения (столбцы N 5-12) определяется с учетом приема электроэнергии из сети смежного напряжения. Отпуск электроэнергии в сеть в целом (столбец N 4) определяется как разность между приемом электроэнергии в сеть и отдачей электроэнергии из сети (без учета приема электроэнергии из сети смежного напряжения). 2. Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии определяется как сумма объемов переданной электроэнергии, сформированных в соответствии с фактическим уровнем номинального напряжения оборудования ТСО, к которому подключен потребитель услуг по передаче электроэнергии. 3. Значения в строке 6 не являются суммой значений строк 6.1 и 6.2. 4. В строке 6.1 указывается полная сумма объема переданной электроэнергии потребителям, непосредственно подключенным к шинам подстанций. 5. В строке 6.2 указывается полная сумма объема электроэнергии на производственные (хозяйственные) нужды. 6. Экономический баланс - сформирован по методическим указаниям по расчету тарифов. Таблица 2.3 - Структура баланса электроэнергии по уровням напряжения в текущем году (2012 год)наименование ТСО с субабонентами N Наименование Единица Численное значение показателей по уровням напряжения п/п показателя измере-ния Все-го 1150-750 кВ 500 кВ 330 кВ 220 кВ 150-110 кВ 27,5-60 кВ 1-20 кВ 0,4 кВ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 по физическому балансу 1 Прием электроэнергии в сеть, всего тыс.кВт.ч 1.1 в том числе из сетей ЕНЭС тыс.кВт.ч 1.2 из сетей ССО тыс.кВт.ч 1.3 от сетей ГК тыс.кВт.ч 1.4 от блок-станций тыс.кВт.ч 2 Отдача электроэнергии из сетей, всего тыс.кВт.ч 2.1 в том числе в сети ЕНЭС тыс.кВт.ч 2.2 в сети ССО тыс.кВт.ч 2.3 в сети ГК тыс.кВт.ч 3 Прием электроэнергии из сети смежного напряжения, всего тыс.кВт.ч 3.1 в том числе из сетей 1150-750 кВ тыс.кВт.ч 3.2 из сетей 500 кВ тыс.кВт.ч 3.3 из сетей 330 кВ тыс.кВт.ч 3.4 из сетей 220 кВ тыс.кВт.ч 3.5 из сетей 110 кВ тыс.кВт.ч 3.6 из сетей 27,5-60 кВ тыс.кВт.ч 3.7 из сетей 1-20 кВ тыс.кВт.ч 4 Отдача электроэнергии в сети смежного напряжения, всего тыс.кВт.ч 4.1 в том числе в сеть 500 кВ тыс.кВт.ч 4.2 в сеть 330 кВ тыс.кВт.ч 4.3 в сеть 220 кВ тыс.кВт.ч 4.4 в сеть 110 кВ тыс.кВт.ч 4.5 в сеть 27,5-60 кВ тыс.кВт.ч 4.6 в сеть 1-20 кВ тыс.кВт.ч 4.7 в сеть 0,4 кВ тыс.кВт.ч 5 Отпуск электроэнергии в сеть (п.1-п.2+п.3)*тыс.кВт.ч 5.1 Отпуск электроэнергии в сеть для субабонентов тыс.кВт.ч 6 Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии,* всего тыс.кВт.ч 6.1 в том числе: объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии потребителям, непосредственно подключенным к шинам подстанций тыс.кВт.ч 6.1.1 c первичным уровнем напряжения 750 кВ тыс.кВт.ч 6.1.2 500 кВ тыс.кВт.ч 6.1.3 330 кВ тыс.кВт.ч 6.1.4 220 кВ тыс.кВт.ч 6.1.5 110 кВ тыс.кВт.ч 6.1.6 27,5-60 кВ тыс.кВт.ч 6.1.7 1-20 кВ тыс.кВт.ч 6.2 расход электроэнергии на производственные (с учетом хозяйственных) нужды тыс.кВт.ч 6.3 объем переданной (потребленной) электроэнергии субабонентам тыс.кВт.ч 7 Фактические (отчетные) потери электроэнергии в сети (п.5-п.6-п.4)тыс.кВт.ч 7.1 СПРАВОЧНО: Фактические (отчетные) потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.7/п.5)%8 Технологические потери электроэнергии, всего тыс.кВт.ч 8.1 в том числе условно-постоянные тыс.кВт.ч 8.2 нагрузочные тыс.кВт.ч 8.3 потери, обусловленные допустимыми погрешностями приборов учета тыс.кВт.ч 8.4 СПРАВОЧНО: Технологические потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.8/п.5)%9 Технологические потери электроэнергии, относимые на субабонентов, всего тыс.кВт.ч 9.1 в том числе условно-постоянные тыс.кВт.ч 9.2 нагрузочные тыс.кВт.ч 9.3 потери, обусловленные допустимыми погрешностями приборов учета тыс.кВт.ч 9.4 СПРАВОЧНО: Технологические потери электроэнергии, относимые на субабонентов, в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.9/п.5.1)%10 СПРАВОЧНО: Нетехнические потери электроэнергии (п.7-п.8)тыс.кВт.ч 10.1 СПРАВОЧНО: Нетехнические потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.9/п.5)%по экономическому балансу 11 Отпуск электроэнергии в сеть, ВСЕГО тыс.кВт.ч 0,0 0 0 0 0 0 11.1 Прием электроэнергии из сети смежного напряжения, всего тыс.кВт.ч 0 0 0 0 11.1.1 в том числе из сетей 1150-750 кВ тыс.кВт.ч 11.1.2 из сетей 500 кВ тыс.кВт.ч 11.1.3 из сетей 330 кВ тыс.кВт.ч 11.1.4 из сетей 220 кВ тыс.кВт.ч 11.1.5 из сетей 110 кВ тыс.кВт.ч 11.1.6 из сетей 27,5-60 кВ тыс.кВт.ч 11.1.7 из сетей 1-20 кВ тыс.кВт.ч 11.2 от электростанций ПЭ тыс.кВт.ч - 0 0 0 0 0 11.3 от других поставщиков (в т.ч. с оптового рынка)тыс.кВт.ч 11.4 отпуск эл. энергии от других организаций тыс.кВт.ч - 0 0 0 0 0 12 Фактические потери электроэнергии в сети тыс.кВт.ч - - - - - - - то же в % (п.1.1/п.1.3) %13 Технологические потери электроэнергии в сети тыс.кВт.ч - - - - - - - то же в % (п.1.1/п.1.3) %14 Расход электроэнергии на производственные и (или) хозяйственные нужды тыс.кВт.ч 15 Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии,* всего тыс.кВт.ч - *Примечания: 1. Отпуск электроэнергии в сеть (строка N 5) по уровням напряжения (столбцы N 5-12) определяется с учетом приема электроэнергии из сети смежного напряжения. Отпуск электроэнергии в сеть в целом (столбец N 4) определяется как разность между приемом электроэнергии в сеть и отдачей электроэнергии из сети (без учета приема электроэнергии из сети смежного напряжения). 2. Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии определяется как сумма объемов переданной электроэнергии, сформированных в соответствии с фактическим уровнем номинального напряжения оборудования ТСО, к которому подключен потребитель услуг по передаче электроэнергии. 3. Значения в строке 6 не являются суммой значений строк 6.1. и 6.2. 4. В строке 6.1 указывается полная сумма объема переданной электроэнергии потребителям, непосредственно подключенным к шинам подстанций. 5. В строке 6.2 указывается полная сумма объема электроэнергии на производственные (хозяйственные) нужды. 6. Экономический баланс - сформирован по методическим указаниям по расчету тарифов. Таблица 2.4 - Структура баланса электроэнергии по уровням напряжения в первом году регулирования (2013 год)наименование ТСО с субабонентами N п/п Наименование показателя Единица измерения Численное значение показателей по уровням напряжения Всего 1150-750 кВ 500 кВ 330 кВ 220 кВ 150-110 кВ 27,5-60 кВ 1-20 кВ 0,4 кВ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 по физическому балансу 1 Прием электроэнергии в сеть, всего тыс.кВт.ч 1.1 в том числе из сетей ЕНЭС тыс.кВт.ч 1.2 из сетей ССО тыс.кВт.ч 1.3 от сетей ГК тыс.кВт.ч 1.4 от блок-станций тыс.кВт.ч 2 Отдача электроэнергии из сетей, всего тыс.кВт.ч 2.1 в том числе в сети ЕНЭС тыс.кВт.ч 2.2 в сети ССО тыс.кВт.ч 2.3 в сети ГК тыс.кВт.ч 3 Прием электроэнергии из сети смежного напряжения, всего тыс.кВт.ч 3.1 в том числе из сетей 1150-750 кВ тыс.кВт.ч 3.2 из сетей 500 кВ тыс.кВт.ч 3.3 из сетей 330 кВ тыс.кВт.ч 3.4 из сетей 220 кВ тыс.кВт.ч 3.5 из сетей 110 кВ тыс.кВт.ч 3.6 из сетей 27,5-60 кВ тыс.кВт.ч 3.7 из сетей 1-20 кВ тыс.кВт.ч 4 Отдача электроэнергии в сети смежного напряжения, всего тыс.кВт.ч 4.1 в том числе в сеть 500 кВ тыс.кВт.ч 4.2 в сеть 330 кВ тыс.кВт.ч 4.3 в сеть 220 кВ тыс.кВт.ч 4.4 в сеть 110 кВ тыс.кВт.ч 4.5 в сеть 27,5-60 кВ тыс.кВт.ч 4.6 в сеть 1-20 кВ тыс.кВт.ч 4.7 в сеть 0,4 кВ тыс.кВт.ч 5 Отпуск электроэнергии в сеть (п.1-п.2+п.3)*тыс.кВт.ч 5.1 Отпуск электроэнергии в сеть для субабонентов тыс.кВт.ч 6 Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии,* всего тыс.кВт.ч 6.1 в том числе: объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии потребителям, непосредственно подключенным к шинам подстанций тыс.кВт.ч 6.1.1 c первичным уровнем напряжения 750 кВ тыс.кВт.ч 6.1.2 500 кВ тыс.кВт.ч 6.1.3 330 кВ тыс.кВт.ч 6.1.4 220 кВ тыс.кВт.ч 6.1.5 110 кВ тыс.кВт.ч 6.1.6 27,5-60 кВ тыс.кВт.ч 6.1.7 1-20 кВ тыс.кВт.ч 6.2 расход электроэнергии на производственные (с учетом хозяйственных) нужды тыс.кВт.ч 6.3 объем переданной (потребленной) электроэнергии субабонентам тыс.кВт.ч 7 Фактические (отчетные) потери электроэнергии в сети (п.5-п.6-п.4)тыс.кВт.ч 7.1 СПРАВОЧНО: Фактические (отчетные) потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.7/п.5)%8 Технологические потери электроэнергии, всего тыс.кВт.ч 8.1 в том числе условно-постоянные тыс.кВт.ч 8.2 нагрузочные тыс.кВт.ч 8.3 потери, обусловленные допустимыми погрешностями приборов учета тыс.кВт.ч 8.4 СПРАВОЧНО: Технологические потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.8/п.5)%9 Технологические потери электроэнергии, относимые на субабонентов, всего тыс.кВт.ч 9.1 в том числе условно-постоянные тыс.кВт.ч 9.2 нагрузочные тыс.кВт.ч 9.3 потери, обусловленные допустимыми погрешностями приборов учета тыс.кВт.ч 9.4 СПРАВОЧНО: Технологические потери электроэнергии, относимые на субабонентов, в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.9/п.5.1)%10 СПРАВОЧНО: Нетехнические потери электроэнергии (п.7-п.8)тыс.кВт.ч 10.1 СПРАВОЧНО: Нетехнические потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.9/п.5)%по экономическому балансу 11 Отпуск электроэнергии в сеть, ВСЕГО тыс.кВт.ч 0,0 0 0 0 0 0 11.1 Прием электроэнергии из сети смежного напряжения, всего тыс.кВт.ч 0 0 0 0 11.1.1 в том числе из сетей 1150-750 кВ тыс.кВт.ч 11.1.2 из сетей 500 кВ тыс.кВт.ч 11.1.3 из сетей 330 кВ тыс.кВт.ч 11.1.4 из сетей 220 кВ тыс.кВт.ч 11.1.5 из сетей 110 кВ тыс.кВт.ч 11.1.6 из сетей 27,5-60 кВ тыс.кВт.ч 11.1.7 из сетей 1-20 кВ тыс.кВт.ч 11.2 от электростанций ПЭ тыс.кВт.ч - 0 0 0 0 0 11.3 от других поставщиков (в т.ч. с оптового рынка)тыс.кВт.ч 11.4 отпуск эл. энергии от других организаций тыс.кВт.ч - 0 0 0 0 0 12 Фактические потери электроэнергии в сети тыс.кВт.ч - - - - - - - то же в % (п.1.1/п.1.3) %13 Технологические потери электроэнергии в сети тыс.кВт.ч - - - - - - - то же в % (п.1.1/п.1.3) %14 Расход электроэнергии на производственные и (или) хозяйственные нужды тыс.кВт.ч 15 Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии,* всего тыс.кВт.ч - *Примечания: 1. Отпуск электроэнергии в сеть (строка N 5) по уровням напряжения (столбцы N 5-12) определяется с учетом приема электроэнергии из сети смежного напряжения. Отпуск электроэнергии в сеть в целом (столбец N 4) определяется как разность между приемом электроэнергии в сеть и отдачей электроэнергии из сети (без учета приема электроэнергии из сети смежного напряжения). 2. Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии определяется как сумма объемов переданной электроэнергии, сформированных в соответствии с фактическим уровнем номинального напряжения оборудования ТСО, к которому подключен потребитель услуг по передаче электроэнергии. 3. Значения в строке 6 не являются суммой значений строк 6.1 и 6.2. 4. В строке 6.1 указывается полная сумма объема переданной электроэнергии потребителям, непосредственно подключенным к шинам подстанций. 5. В строке 6.2 указывается полная сумма объема электроэнергии на производственные (хозяйственные) нужды. 6. Экономический баланс - сформирован по методическим указаниям по расчету тарифов. Таблица 3 - Структура перетоков электроэнергии в базовом году (2011 год)наименование ТСО с субабонентами ССО,Количество Уровень Перетоки электроэнергии, тыс.кВт.ч производители электроэнергии, сети ЕНЭС уровней напряжения напряжения, кВ Прием Отдача 1 2 3 4 5 Всего:- - в том числе по уровням напряжения:1150-750 кВ 500 кВ 330 кВ 220 кВ 150-110 кВ 27,5-60 кВ 1-20 кВ 0,4 кВ Таблица 4.1 - Структура технологических потерь электроэнергии в базовом году (2011 год)наименование ТСО с субабонентами N Наименование структурных Численные значения по уровням напряжения п/п составляющих 1150-750 кВ 500 кВ 330 кВ 220 кВ 150-110 кВ 27,5-60 кВ 1-20 кВ 0,4 кВ Всего тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч % *тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 1 Отпуск электроэнергии в сеть (п.5 таблицы 2)* 2 Условно-постоянные потери электроэнергии 2.1 Холостой ход трансформаторов 2.2 Корона в воздушных линиях 2.3 Токи утечки в воздушных линиях 2.4 Изоляция в кабельных линиях 2.5 Измерительные трансформаторы тока 2.6 Измерительные трансформаторы напряжения 2.7 Счетчики прямого включения 2.8 Шунтирующие реакторы 2.9 Соединительные провода и сборные шины подстанций 2.10 Вентильные разрядники 2.11 Ограничители перенапряжений 2.12 Устройства присоединения ВЧ-связи 2.13 Компенсирующие устройства 2.14 Расход электроэнергии на собственные нужды 2.15 Расход электроэнергии на плавку гололеда 3 Нагрузочные потери электроэнергии 3.1 Трансформаторы 3.2 Линии 3.3 Токоограничивающие реакторы 3.4 Шинопроводы 4 Технические потери электроэнергии (п.2+п.3) 5 Потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями приборов учета 6 Технологические потери электроэнергии (п.4+п.5) * Примечание: Проценты справочно определяются к отпуску электроэнергии в сеть по уровням напряжения. Таблица 4.2 - Структура технологических потерь электроэнергии в текущем году (2012 год)наименование ТСО с субабонентами N Наименование структурных Численные значения по уровням напряжения п/п составляющих 1150-750 кВ 500 кВ 330 кВ 220 кВ 150-110 кВ 27,5-60 кВ 1-20 кВ 0,4 кВ Всего тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч % *тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 1 Отпуск электроэнергии в сеть (п.5 таблицы 2)* 2 Условно-постоянные потери электроэнергии 2.1 Холостой ход трансформаторов 2.2 Корона в воздушных линиях 2.3 Токи утечки в воздушных линиях 2.4 Изоляция в кабельных линиях 2.5 Измерительные трансформаторы тока 2.6 Измерительные трансформаторы напряжения 2.7 Счетчики прямого включения 2.8 Шунтирующие реакторы 2.9 Соединительные провода и сборные шины подстанций 2.10 Вентильные разрядники 2.11 Ограничители перенапряжений 2.12 Устройства присоединения ВЧ-связи 2.13 Компенсирующие устройства 2.14 Расход электроэнергии на собственные нужды 2.15 Расход электроэнергии на плавку гололеда 3 Нагрузочные потери электроэнергии 3.1 Трансформаторы 3.2 Линии 3.3 Токоограничивающие реакторы 3.4 Шинопроводы 4 Технические потери электроэнергии (п.2+п.3) 5 Потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями приборов учета 6 Технологические потери электроэнергии (п.4+п.5) * Примечание: Проценты справочно определяются к отпуску электроэнергии в сеть по уровням напряжения. Таблица 4.3 - Структура технологических потерь электроэнергии в первом году регулирования (2013 год)наименование ТСО с субабонентами N Наименование структурных Численные значения по уровням напряжения п/п составляющих 1150-750 кВ 500 кВ 330 кВ 220 кВ 150-110 кВ 27,5-60 кВ 1-20 кВ 0,4 кВ Всего тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч % *тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 1 Отпуск электроэнергии в сеть (п.5 таблицы 2)* 2 Условно-постоянные потери электроэнергии 2.1 Холостой ход трансформаторов 2.2 Корона в воздушных линиях 2.3 Токи утечки в воздушных линиях 2.4 Изоляция в кабельных линиях 2.5 Измерительные трансформаторы тока 2.6 Измерительные трансформаторы напряжения 2.7 Счетчики прямого включения 2.8 Шунтирующие реакторы 2.9 Соединительные провода и сборные шины подстанций 2.10 Вентильные разрядники 2.11 Ограничители перенапряжений 2.12 Устройства присоединения ВЧ-связи 2.13 Компенсирующие устройства 2.14 Расход электроэнергии на собственные нужды 2.15 Расход электроэнергии на плавку гололеда 3 Нагрузочные потери электроэнергии 3.1 Трансформаторы 3.2 Линии 3.3 Токоограничивающие реакторы 3.4 Шинопроводы 4 Технические потери электроэнергии (п.2+п.3) 5 Потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями приборов учета 6 Технологические потери электроэнергии (п.4+п.5) * Примечание: Проценты справочно определяются к отпуску электроэнергии в сеть по уровням напряжения. Таблица 5.1 - Изменение количества трансформаторов в соответствии с инвестиционной программой, программой энергосбережения и производственной программойнаименование ТСО с субабонентами N Источник N пункта Место Дата Uном,2011 2013 п/п финан-сиро-вания*програм-мы уста-новки транс-форма-тора реали-зации меропри-ятия, ввода в эксплуа-тацию кВ Марка транс-форма-тора Номи-наль-ная мощ-ность, кВА коли-чество Марка транс-форма-тора Номи-наль-ная мощ-ность, кВА коли-чество 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Всего 0 0 0 0 Изменение объемов на балансе 0 0 __________________* Инвестиционная программа, программа энергосбережения, производственная программа и т.п.Таблица 5.2 - Изменение протяженности ЛЭП в соответствии с инвестиционной программой, программой энергосбережения и производственной программой наименование ТСО с субабонентами N Источник N пункта Наименование Uном, кВ Дата 2011 2013 п/п финан-сирования*програм-мы линии реализациимероприятия, ввода в эксплуатацию длина по трассе, км кол-во цепей марка и сечение провода длина по трассе, км кол-во цепей марка и сечение провода 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Всего 0 0 Изменение объемов на балансе 0 ________________* Инвестиционная программа, программа энергосбережения, производственная программа и т.п.Таблица 6 - Сводный баланс электроэнергии по уровням напряжения в базовом и регулируемом годах наименование ТСО с субабонентами N Наименование Единица Численное значение показателя по уровням напряжения п/п показателя измерения Базовый год 2011 Первый год регулируемого периода 2013 Всего ВН СНI СНII НН Всего ВН СНI СНII НН 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 по физическому балансу 1 Отпуск электроэнергии в сеть (п.5 таблицы 2, п.5 таблицы 2А)тыс.кВт.ч 1.1 в том числе отпуск электроэнергии для субабонентов тыс.кВт.ч 2 Отдача электроэнергии в сети смежного напряжения тыс.кВт.ч 3 Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии, всего тыс.кВт.ч 3.1 в том числе объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии энергопринимающим устройствам предприятия и субабонентам, непосредственно подключенным к шинам подстанций тыс.кВт.ч 3.2 расход электроэнергии на производственные (с учетом хозяйственных) нужды тыс.кВт.ч 3.3 объем переданной (потребленной) электроэнергии субабонентам тыс.кВт.ч 4 Фактические (отчетные) потери электроэнергии в сети (п.1-п.2-п.3)тыс.кВт.ч 4.1 СПРАВОЧНО: Фактические (отчетные) потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.4/п.1)%5 Технологические потери электроэнергии тыс.кВт.ч 5.1 в том числе обусловленные передачей электроэнергии субабонентам тыс.кВт.ч 6 Нетехнические потери электроэнергии (п.4-п.5)тыс.кВт.ч 6.1 СПРАВОЧНО: Нетехнические потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.6/п.1)%7 СПРАВОЧНО: Нормативные технологические потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.5/п.1)%7.1 СПРАВОЧНО:Нормативные технологические потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.5.1/п.1.1)%по экономическому балансу 8 Отпуск электроэнергии в сеть тыс.кВт.ч 8.1 в том числе отпуск электроэнергии для субабонентов тыс.кВт.ч 9 Отдача электроэнергии в сети смежного напряжения тыс.кВт.ч 10 Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии, всего тыс.кВт.ч 10.1 в том числе объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии энергопринимающим устройствам предприятия и субабонентам, непосредственно подключенным к шинам подстанций тыс.кВт.ч 10.2 расход электроэнергии на производственные (с учетом хозяйственных) нужды тыс.кВт.ч 10.3 объем переданной (потребленной) электроэнергии субабонентам тыс.кВт.ч 11 Фактические (отчетные) потери электроэнергии в сети тыс.кВт.ч 10.1 СПРАВОЧНО: Фактические (отчетные) потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.11/п.8)%12 Технологические потери электроэнергии тыс.кВт.ч 0 0 0 0 0 12.1 в том числе обусловленные передачей электроэнергии субабонентам тыс.кВт.ч 13 Нетехнические потери электроэнергии (п.11-п.12)тыс.кВт.ч 0 0 0 0 0 13.1 СПРАВОЧНО: Нетехнические потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.6/п.1)%14 СПРАВОЧНО: Нормативные технологические потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.12/п.8)%14.1 СПРАВОЧНО:Нормативные технологические потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.12.1/п.8.1)%Таблица 7 - Количество и установленная мощность трансформаторовнаименование ТСО с субабонентами N Единичная Высшее Количество, шт.п/п мощность, кВА напряжение,2009 2010 2011 2012 2013 кВ Всего для передачи электро-энергии субабо-нентам Всего для передачи электро-энергии субабо-нентам Всего для передачи электро-энергии субабо-нентам Всего для передачи электро-энергии субабо-нентам Всего для передачи электро-энергии субабо-нентам 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 1.1 До 2500 3-20 1.2 27,5-35 2.1 От 2500 до 10000 3-20 2.2 35 2.3 110-154 3.1 От 10000 до 3-20 3.2 80000 27,5-35 3.3 включительно 110-154 3.4 220 4.1 Более 80000 110-154 4.2 220 4.3 330 однофазные 4.4 330 трехфазные 4.5 400-500 однофазные 4.6 400-500 трехфазные 4.7 750-1150 5 Итого: - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 N Единичная Высшее Установленная мощность, кВА п/п мощность, кВА напряжение,2009 2010 2011 2012 2013 кВ Всего для передачи электро-энергии субабо-нентам Всего для передачи электро-энергии субабо-нентам Всего для передачи электро-энергии субабо-нентам Всего для передачи электро-энергии субабо-нентам Всего для передачи электроэнергии субабо-нентам 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 1.1 До 2500 3-20 1.2 27,5-35 2.1 От 2500 до 10000 3-20 2.2 35 2.3 110-154 3.1 От 10000 до 3-20 3.2 80000 27,5-35 3.3 включительно 110-154 3.4 220 4.1 Более 80000 110-154 4.2 220 4.3 330 однофазные 4.4 330 трехфазные 4.5 400-500 однофазные 4.6 400-500 трехфазные 4.7 750-1150 5 Итого: -0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Примечание - Резервные неиспользуемые трансформаторы, а также специальные трансформаторы для плавки гололеда в таблицу не включаются. Таблица 8 - Количество и мощность устройств компенсации реактивной мощностинаименование ТСО с субабонентами N Тип Напряжение, кВ Количество, шт./групп п/п Мощность,2009 2010 2011 2012 2013 тыс.кВА Всего для передачи электро-энергии субабо-нентам Всего для передачи электро-энергии субабо-нентам Всего для передачи электро-энергии субабо-нентам Всего для передачи электро-энергии субабо-нентам Всего для передачи электро-энергии субабо-нентам 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1.1 Шунтирующие 3-20 кВ 1.2 реакторы 27,5-35 кВ 1.3 150-110 кВ 1.4 500 кВ 1.5 750 кВ 1.6 Итого 0 0 0 0 0 0 2.1 СК и до 15,0 тыс.кВА 2.2 генераторы, в режиме СК от 15,0 до 37,5 тыс.кВА 2.3 50 тыс.кВА 2.4 от 75,0 до 100,0 тыс.кВА 2.5 160 тыс.кВА 2.6 Итого 0 0 0 0 0 0 3.1 БСК и СТК 0,38-20 кВ 3.2 35 кВ 3.3 150-110 кВ 3.4 220 кВ и выше 3.5 Итого 0 0 0 0 0 0 N Тип Напряжение, кВ Установленная мощность, квар п/п Мощность,2009 2010 2011 2012 2013 тыс.кВА Всего для передачи электро-энергии субабо-нентам Всего для передачи электро-энергии субабо-нентам Всего для передачи электро-энергии субабо-нентам Всего для передачи электро-энергии субабо-нентам Всего для передачи электро-энергии субабо-нентам 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1.1 Шунтирующие 3-20 кВ 1.2 реакторы 27,5-35 кВ 1.3 150-110 кВ 1.4 500 кВ 1.5 750 кВ 1.6 Итого 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2.1 СК и генераторы, в до 15,0 тыс.кВА 2.2 режиме СК от 15,0 до 37,5 тыс.кВА 2.3 50 тыс.кВА 2.4 от 75,0 до 100,0 тыс.кВА 2.5 160 тыс.кВА 2.6 Итого 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3.1 БСК и СТК 0,38-20 кВ 3.2 35 кВ 3.3 150-110 кВ 3.4 220 кВ и выше 3.5 Итого 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Таблица 9 - Протяженность (по цепям) воздушных и кабельных линий электропередачи и шинопроводовнаименование ТСО с субабонентами N Класс Протяженность, км п/п напряжения 2009 2010 2011 2012 2013 Всего для передачи электро-энергии субабо-нентам Всего для передачи электро-энергии субабо-нентам Всего для передачи электро-энергии субабо-нентам Всего для передачи электро-энергии субабо-нентам Всего для передачи электро-энергии субабо-нентам 1 2 5 6 7 8 9 1 Воздушные линии 1.1 1150 кВ 1.2 800 кВ 1.3 750 кВ 1.4 500 кВ 1.5 400 кВ 1.6 330 кВ 1.7 220 кВ 1.8 154 кВ 1.9 110 кВ 1.10 35 кВ 1.11 27,5 кВ 1.12 20 кВ 1.13 10 кВ 1.14 6 кВ 1.16*3 кВ ________________* Нумерация соответствует оригиналу. - Примечание изготовителя базы данных.1.17 2 кВ 1.18 500 Вольт и ниже 1.20 Всего по воздушным линиям 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2 Кабельные линии 2.1 500 кВ 2.2 400 кВ 2.3 330 кВ 2.4 220 кВ 2.5 110 кВ 2.6 35 кВ 2.7 27,5 кВ 2.8 20 кВ 2.9 10 кВ 2.10 6 кВ 2.11 3 кВ 2.12 2 кВ 2.13 500 Вольт и ниже 2.14 Всего по кабельным линиям 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3 Всего по воздушным и кабельным линиям 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4 Шинопроводы 4.1 800 кВ 4.2 750 кВ 4.3 500 кВ 4.4 400 кВ 4.5 330 кВ 4.6 220 кВ 4.7 154 кВ 4.8 110 кВ 4.9 35 кВ 4.10 27,5 кВ 4.11 20 кВ 4.12 10 кВ 4.13 6 кВ 4.14 Всего по шинопроводам 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Таблица 10 - Динамика основных показателей СХПО для утверждения норматива технологических потерь электроэнергиинаименование ТСО с субабонентами Организа-ционно-правовая форма, наимено-вание и местона-хождение ТСО и Экспертной организации Год в целом/по уровням напряжения Отпуск электроэнергии в сеть фактический (для базового и предшествую-щего базовому периодов)/прог-нозный (для текущего и регулируемого периода)Потери электроэнергии отчетные (фактические) (для базового и предшествующего базовому периодов)/прогноз-ные (для текущего и регулируемого периода)Технологические потери электроэнергии Значение отпуска электроэнергии в сеть, соответствую-щее нормативу по методическим указаниям по расчету тарифов Значение отпуска электро-энергии в сеть, соответст-вующее нормативу по физичес-кому балансу Потери электроэнергии, учтенные в тарифе на передачу электроэнергии Норматив технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям*тыс.кВт.ч тыс.кВт.ч % от отпуска в сеть тыс.кВт.ч % от отпуска в сеть тыс.кВт.ч тыс.кВт.ч тыс.кВт.ч % от отпуска в сеть**тыс.кВт.ч % от отпуска в сеть***Организация: 2009 ВН СНI СНII НН Всего в т.ч. для субабонентов 2010 ВН СНI СНII НН Всего в т.ч. для субабонентов Эксперт: 2011 ВН 0,00 0,00 СНI 0,00 0,00 СНII 0,00 0,00 НН 0,00 0,00 Всего 0,00 0,00 в т.ч. для субабонентов 2012 ВН СНI СНII НН Всего в т.ч. для субабонентов 2013 ВН СНI СНII НН Всего в т.ч. для субабонентов ________________* Указывается норматив, предлагаемый к утверждению (для регулируемого периода)/ утвержденный в Минэнерго России (для остальных периодов).** По отношению к отпуску в сеть, используемому при определении тарифа на передачу электроэнергии.*** По отношению к отпуску в сеть, используемому при определении норматива потерь при передаче электроэнергии по физическому балансу. Предложение на утверждение нормативов технологических потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетямПериод Наименование показателя Единица измерения Численное значение показателя по уровням напряжения Всего ВН СНI СНII НН Регулируемый(с 20__ г.Отпуск электрической энергии в сеть тыс.кВт·ч по 20__ г. включительно)Норматив технологических потерь электрической энергии в процентах от отпуска электрической энергии в сеть %Период Наименование показателя Единица измерения Численное значение показателя по уровням напряжения Дата и номер приказа Минэнерго Всего ВН СНI СНII НН России Текущий(с 20__ г.Отпуск электрической энергии в сеть тыс.кВт·ч по 20__ г. включительно)Норматив технологических потерь электрической энергии в процентах от отпуска электрической энергии в сеть %Базовый(с 20__ г.Отпуск электрической энергии в сеть тыс.кВт·ч по 20__ г. включительно)Норматив технологических потерь электрической энергии в процентах от отпуска электрической энергии в сеть %Общая информация ТСО Экспертная организация Наименование (с указанием организационно-правовой формы)ИНН Адрес Местонахождение Электронная почта ФИО руководителя Должность руководителя Контактный телефон руководителя ФИО ответственного исполнителя Должность ответственного исполнителя Контактный телефон ответственного исполнителя Электронная почта ответственного исполнителя Первый год реулирования 2013 Количество лет в периоде регулирования Отчет сформирован: Расчетный метод ВН-СН2: Расчетный метод НН: Собственные нужды ПС: Метрологическая составляющая: Коэффициенты прироста 1150 -750 кВ 500 кВ 330 кВ 220 кВ 150-110 кВ 27,5-60 кВ 1-20 кВ 0,4 кВ Общий Отпуска в сеть, соответствующего физическому балансу Отпуска в сеть, по действующим указаниям по расчету тарифов Объема переданной электроэнергии Обозначения ячеек:расчет ссылка на другие таблицы самостоятельный ввод Таблица 1 - Показатели баланса электроэнергии в целом по электрическим сетям ТСОнаименование ТСО N Наименование показателя Единица п/п измерения 2009 2010 2011 2012 2013 1 2 3 4 5 6 7 8 1 Прием электроэнергии в сеть*, всего тыс.кВт.ч 0 0 1.1 в том числе из сетей ЕНЭС тыс.кВт.ч 0 1.2 из сетей ССО*тыс.кВт.ч 0 1.3 из сетей ГК*тыс.кВт.ч 0 1.4 от блок-станций тыс.кВт.ч 0 2 Отдача электроэнергии из сети*, всего тыс.кВт.ч 0 0 2.1 в том числе в сети ЕНЭС тыс.кВт.ч 0 2.2 в сети ССО тыс.кВт.ч 0 2.3 в сети ГК тыс.кВт.ч 0 3 Отпуск электроэнергии в сеть (п.1-п.2)*тыс.кВт.ч 0 0 4 Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии*, всего тыс.кВт.ч 0 4.1 в том числе: расход электроэнергии на производственные (с учетом хозяйственных) нужды тыс.кВт.ч 0 5 Фактические (отчетные) потери электроэнергии (п.3-п.4)тыс.кВт.ч 0 0 5.1 СПРАВОЧНО: Фактические (отчетные) потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть(п.5/п.3)%6 Отпуск электроэнергии в сеть, учитываемый при определении тарифа на передачу электроэнергии, всего тыс.кВт.ч 6.1 по сети ВН тыс.кВт.ч 6.2 по сети СНI тыс.кВт.ч 6.3 по сети СНII тыс.кВт.ч 6.4 по сети НН тыс.кВт.ч 7 Потери электроэнергии, учтенные в тарифе на тыс.кВт.ч 0 0 передачу электроэнергии, всего %7.1 в том числе по сети ВН тыс.кВт.ч %7.2 по сети СНI тыс.кВт.ч 7.3 по сети СНII тыс.кВт.ч 7.4 по сети НН тыс.кВт.ч %8 Отпуск электроэнергии в сеть, учитываемый при определении норматива потерь на передачу электроэнергии, всего тыс.кВт.ч 8.1 по сети ВН тыс.кВт.ч 8.2 по сети СНI тыс.кВт.ч 8.3 по сети СНII тыс.кВт.ч 8.4 по сети НН тыс.кВт.ч 9 Потери электроэнергии, утвержденные в Минэнерго тыс.кВт.ч России, всего %9.1 в том числе по сети ВН тыс.кВт.ч %9.2 по сети СНI тыс.кВт.ч %9.3 по сети СНII тыс.кВт.ч %9.4 по сети НН тыс.кВт.ч %10 Сверхнормативные потери электроэнергии (п.5-п.6)тыс.кВт.ч 0 0 10.1 СПРАВОЧНО: Сверхнормативные потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.8/п.3)%* Примечания: 1. Прием электроэнергии в сеть определяется как сумма объемов электроэнергии, поступившей (поставленной) в электрическую сеть из других (смежных) сетевых организаций и от производителей электроэнергии (несальдируемая величина). 2. ССО - смежная сетевая организация, расположенная на территории другого субъекта Российской Федерации. 3. ГК - генерирующая компания. 4. Отдача электроэнергии из сети определяется как сумма объемов электроэнергии, отпущенной из электрической сети в другие смежные сетевые организации другого субъекта Российской Федерации и в сети производителей электроэнергии (не включая объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии) (несальдируемая величина). 5. Отпуск электроэнергии в электрическую сеть ТСО (отпуск в сеть) определяется как разность между приемом электроэнергии в сеть и ее отдачей из электрической сети. Таблица 2.1 - Структура баланса электроэнергии по уровням напряжения в году, предшествущем базовому (2010 год)наименование ТСО N Наименование Единица Численное значение показателей по уровням напряжения п/п показателя измерения Всего 1150-750 кВ 500 кВ 330 кВ 220 кВ 150-110 кВ 27,5-60 кВ 1-20 кВ 0,4 кВ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 По физическому балансу 1 Прием электроэнергии в сеть, всего тыс.кВт.ч 1.1 в том числе из сетей ЕНЭС тыс.кВт.ч 1.2 из сетей ССО тыс.кВт.ч 1.3 от сетей ГК тыс.кВт.ч 1.4 от блок-станций тыс.кВт.ч 2 Отдача электроэнергии из сетей, всего тыс.кВт.ч 2.1 в том числе в сети ЕНЭС тыс.кВт.ч 2.2 в сети ССО тыс.кВт.ч 2.3 в сети ГК тыс.кВт.ч 3 Прием электроэнергии из сети смежного напряжения, всего тыс.кВт.ч 3.1 в том числе из сетей 1150-750 кВ тыс.кВт.ч 3.2 из сетей 500 кВ тыс.кВт.ч 3.3 из сетей 330 кВ тыс.кВт.ч 3.4 из сетей 220 кВ тыс.кВт.ч 3.5 из сетей 110 кВ тыс.кВт.ч 3.6 из сетей 27,5-60 кВ тыс.кВт.ч 3.7 из сетей 1-20 кВ тыс.кВт.ч 4 Отдача электроэнергии в сети смежного напряжения, всего тыс.кВт.ч 4.1 в том числе в сеть 500 кВ тыс.кВт.ч 4.2 в сеть 330 кВ тыс.кВт.ч 4.3 в сеть 220 кВ тыс.кВт.ч 4.4 в сеть 110 кВ тыс.кВт.ч 4.5 в сеть 27,5-60 кВ тыс.кВт.ч 4.6 в сеть 1-20 кВ тыс.кВт.ч 4.7 в сеть 0,4 кВ тыс.кВт.ч 5 Отпуск электроэнергии в сеть (п.1-п.2+п.3)*тыс.кВт.ч 6 Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии,* всего тыс.кВт.ч 6.1 в том числе: объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии потребителям, непосредственно подключенным к шинам подстанций тыс.кВт.ч 6.1.1 c первичным уровнем напряжения 750 кВ тыс.кВт.ч 6.1.2 500 кВ тыс.кВт.ч 6.1.3 330 кВ тыс.кВт.ч 6.1.4 220 кВ тыс.кВт.ч 6.1.5 110 кВ тыс.кВт.ч 6.1.6 27,5-60 кВ тыс.кВт.ч 6.1.7 1-20 кВ тыс.кВт.ч 6.2 расход электроэнергии на производственные (с учетом хозяйственных) нужды тыс.кВт.ч 7 Фактические (отчетные) потери электроэнергии в сети (п.5-п.6-п.4)тыс.кВт.ч 7.1 СПРАВОЧНО: Фактические (отчетные) потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.7/п.5)%8 Технологические потери электроэнергии, всего тыс.кВт.ч 8.1 в том числе условно-постоянные тыс.кВт.ч 8.2 нагрузочные тыс.кВт.ч 8.3 потери, обусловленные допустимыми погрешностями приборов учета тыс.кВт.ч 8.4 СПРАВОЧНО: Технологические потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.8/п.5)%9 СПРАВОЧНО: Нетехнические потери электроэнергии (п.7-п.8)тыс.кВт.ч 9.1 СПРАВОЧНО: Нетехнические потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.9/п.5)%по экономическому балансу 10 Отпуск электроэнергии в сеть, ВСЕГО тыс.кВт.ч 10.1 Прием электроэнергии из сети смежного напряжения, всего тыс.кВт.ч 0 0 0 0 10.1.1 в том числе из сетей 1150-750 кВ тыс.кВт.ч 10.1.2 из сетей 500 кВ тыс.кВт.ч 10.1.3 из сетей 330 кВ тыс.кВт.ч 10.1.4 из сетей 220 кВ тыс.кВт.ч 10.1.5 из сетей 110 кВ тыс.кВт.ч 10.1.6 из сетей 27,5-60 кВ тыс.кВт.ч 10.1.7 из сетей 1-20 кВ тыс.кВт.ч 10.2 от электростанций ПЭ тыс.кВт.ч -0 0 0 0 0 10.3 от других поставщиков (в т.ч. с оптового рынка)тыс.кВт.ч 10.4 отпуск эл. энергии от других организаций тыс.кВт.ч -0 0 0 0 0 11 Фактические потери электроэнергии в сети тыс.кВт.ч - - - - - - - то же в % (п.1.1/п.1.3) %12 Технологические потери электроэнергии в сети тыс.кВт.ч - - - - - - - то же в % (п.1.1/п.1.3) %13 Расход электроэнергии на производственные и(или) хозяйственные нужды тыс.кВт.ч 14 Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии,* всего тыс.кВт.ч - *Примечания: 1. Отпуск электроэнергии в сеть (строка N 5) по уровням напряжения (столбцы N 5-12) определяется с учетом приема электроэнергии из сети смежного напряжения. Отпуск электроэнергии в сеть в целом (столбец N 4) определяется как разность между приемом электроэнергии в сеть и отдачей электроэнергии из сети (без учета приема электроэнергии из сети смежного напряжения). 2. Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии определяется как сумма объемов переданной электроэнергии, сформированных в соответствии с фактическим уровнем номинального напряжения оборудования ТСО, к которому подключен потребитель услуг по передаче электроэнергии. 3. Значения в строке 6 не являются суммой значений строк 6.1. и 6.2. 4. В строке 6.1 указывается полная сумма объема переданной электроэнергии потребителям, непосредственно подключенным к шинам подстанций. 5. В строке 6.2 указывается полная сумма объема электроэнергии на производственные (хозяйственные) нужды. 6. Экономический баланс - сформирован по методическим указаниям по расчету тарифов Таблица 2.2 - Структура баланса электроэнергии по уровням напряжения в базовом году (2011 год)наименование ТСО N Наименование Единица Численное значение показателей по уровням напряжения п/п показателя измерения Всего 1150-750 кВ 500 кВ 330 кВ 220 кВ 150-110 кВ 27,5-60 кВ 1-20 кВ 0,4 кВ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 По физическому балансу 1 Прием электроэнергии в сеть, всего тыс.кВт.ч 1.1 в том числе из сетей ЕНЭС тыс.кВт.ч 1.2 из сетей ССО тыс.кВт.ч 1.3 от сетей ГК тыс.кВт.ч 1.4 от блок-станций тыс.кВт.ч 2 Отдача электроэнергии из сетей, всего тыс.кВт.ч 2.1 в том числе в сети ЕНЭС тыс.кВт.ч 2.2 в сети ССО тыс.кВт.ч 2.3 в сети ГК тыс.кВт.ч 3 Прием электроэнергии из сети смежного напряжения, всего тыс.кВт.ч 3.1 в том числе из сетей 1150-750 кВ тыс.кВт.ч 3.2 из сетей 500 кВ тыс.кВт.ч 3.3 из сетей 330 кВ тыс.кВт.ч 3.4 из сетей 220 кВ тыс.кВт.ч 3.5 из сетей 110 кВ тыс.кВт.ч 3.6 из сетей 27,5-60 кВ тыс.кВт.ч 3.7 из сетей 1-20 кВ тыс.кВт.ч 4 Отдача электроэнергии в сети смежного напряжения, всего тыс.кВт.ч 4.1 в том числе в сеть 500 кВ тыс.кВт.ч 4.2 в сеть 330 кВ тыс.кВт.ч 4.3 в сеть 220 кВ тыс.кВт.ч 4.4 в сеть 110 кВ тыс.кВт.ч 4.5 в сеть 27,5-60 кВ тыс.кВт.ч 4.6 в сеть 1-20 кВ тыс.кВт.ч 4.7 в сеть 0,4 кВ тыс.кВт.ч 5 Отпуск электроэнергии в сеть (п.1-п.2+п.3)*тыс.кВт.ч 6 Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии,* всего тыс.кВт.ч 6.1 в том числе: объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии потребителям, непосредственно подключенным к шинам подстанций тыс.кВт.ч 6.1.1 c первичным уровнем напряжения 750 кВ тыс.кВт.ч 6.1.2 500 кВ тыс.кВт.ч 6.1.3 330 кВ тыс.кВт.ч 6.1.4 220 кВ тыс.кВт.ч 6.1.5 110 кВ тыс.кВт.ч 6.1.6 27,5-60 кВ тыс.кВт.ч 6.1.7 1-20 кВ тыс.кВт.ч 6.2 расход электроэнергии на производственные (с учетом хозяйственных) нужды тыс.кВт.ч 7 Фактические (отчетные) потери электроэнергии в сети (п.5-п.6-п.4)тыс.кВт.ч 7.1 СПРАВОЧНО: Фактические (отчетные) потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.7/п.5)%8 Технологические потери электроэнергии, всего тыс.кВт.ч 8.1 в том числе условно-постоянные тыс.кВт.ч 8.2 нагрузочные тыс.кВт.ч 8.3 потери, обусловленные допустимыми погрешностями приборов учета тыс.кВт.ч 8.4 СПРАВОЧНО: Технологические потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.8/п.5)%9 СПРАВОЧНО: Нетехнические потери электроэнергии (п.7-п.8)тыс.кВт.ч 9.1 СПРАВОЧНО: Нетехнические потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.9/п.5)%по экономическому балансу 10 Отпуск электроэнергии в сеть , ВСЕГО тыс.кВт.ч 0,0 0 0 0 0 0 10.1 Прием электроэнергии из сети смежного напряжения, всего тыс.кВт.ч 0 0 0 0 10.1.1 в том числе из сетей 1150-750 кВ тыс.кВт.ч 10.1.2 из сетей 500 кВ тыс.кВт.ч 10.1.3 из сетей 330 кВ тыс.кВт.ч 10.1.4 из сетей 220 кВ тыс.кВт.ч 10.1.5 из сетей 110 кВ тыс.кВт.ч 10.1.6 из сетей 27,5-60 кВ тыс.кВт.ч 10.1.7 из сетей 1-20 кВ тыс.кВт.ч 10.2 от электростанций ПЭ тыс.кВт.ч - 0 0 0 0 0 10.3 от других поставщиков (в т.ч. с оптового рынка)тыс.кВт.ч 10.4 отпуск эл. энергии от других организаций тыс.кВт.ч - 0 0 0 0 0 11 Фактические потери электроэнергии в сети тыс.кВт.ч - - - - - - - то же в % (п.1.1/п.1.3) %12 Технологические потери электроэнергии в сети тыс.кВт.ч - - - - - - - то же в % (п.1.1/п.1.3) %13 Расход электроэнергии на производственные и(или) хозяйственные нужды тыс.кВт.ч 14 Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии,* всего тыс.кВт.ч - *Примечания: 1. Отпуск электроэнергии в сеть (строка N 5) по уровням напряжения (столбцы N 5-12) определяется с учетом приема электроэнергии из сети смежного напряжения. Отпуск электроэнергии в сеть в целом (столбец N 4) определяется как разность между приемом электроэнергии в сеть и отдачей электроэнергии из сети (без учета приема электроэнергии из сети смежного напряжения). 2. Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии определяется как сумма объемов переданной электроэнергии, сформированных в соответствии с фактическим уровнем номинального напряжения оборудования ТСО, к которому подключен потребитель услуг по передаче электроэнергии. 3. Значения в строке 6 не являются суммой значений строк 6.1. и 6.2. 4. В строке 6.1 указывается полная сумма объема переданной электроэнергии потребителям, непосредственно подключенным к шинам подстанций. 5. В строке 6.2 указывается полная сумма объема электроэнергии на производственные (хозяйственные) нужды. 6. Экономический баланс - сформирован по методическим указаниям по расчету тарифов Таблица 2.3 - Структура баланса электроэнергии по уровням напряжения в текущем году (2012 год)наименование ТСО N Наименование Единица Численное значение показателей по уровням напряжения п/п показателя измерения Всего 1150-750 кВ 500 кВ 330 кВ 220 кВ 150-110 кВ 27,5-60 кВ 1-20 кВ 0,4 кВ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 По физическому балансу 1 Прием электроэнергии в сеть, всего тыс.кВт.ч 1.1 в том числе из сетей ЕНЭС тыс.кВт.ч 1.2 из сетей ССО тыс.кВт.ч 1.3 от сетей ГК тыс.кВт.ч 1.4 от блок-станций тыс.кВт.ч 2 Отдача электроэнергии из сетей, всего тыс.кВт.ч 2.1 в том числе в сети ЕНЭС тыс.кВт.ч 2.2 в сети ССО тыс.кВт.ч 2.3 в сети ГК тыс.кВт.ч 3 Прием электроэнергии из сети смежного напряжения, всего тыс.кВт.ч 3.1 в том числе из сетей 1150-750 кВ тыс.кВт.ч 3.2 из сетей 500 кВ тыс.кВт.ч 3.3 из сетей 330 кВ тыс.кВт.ч 3.4 из сетей 220 кВ тыс.кВт.ч 3.5 из сетей 110 кВ тыс.кВт.ч 3.6 из сетей 27,5-60 кВ тыс.кВт.ч 3.7 из сетей 1-20 кВ тыс.кВт.ч 4 Отдача электроэнергии в сети смежного напряжения, всего тыс.кВт.ч 4.1 в том числе в сеть 500 кВ тыс.кВт.ч 4.2 в сеть 330 кВ тыс.кВт.ч 4.3 в сеть 220 кВ тыс.кВт.ч 4.4 в сеть 110 кВ тыс.кВт.ч 4.5 в сеть 27,5-60 кВ тыс.кВт.ч 4.6 в сеть 1-20 кВ тыс.кВт.ч 4.7 в сеть 0,4 кВ тыс.кВт.ч 5 Отпуск электроэнергии в сеть (п.1-п.2+п.3)*тыс.кВт.ч 6 Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии,* всего тыс.кВт.ч 6.1 в том числе: объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии потребителям, непосредственно подключенным к шинам подстанций тыс.кВт.ч 6.1.1 c первичным уровнем напряжения 750 кВ тыс.кВт.ч 6.1.2 500 кВ тыс.кВт.ч 6.1.3 330 кВ тыс.кВт.ч 6.1.4 220 кВ тыс.кВт.ч 6.1.5 110 кВ тыс.кВт.ч 6.1.6 27,5-60 кВ тыс.кВт.ч 6.1.7 1-20 кВ тыс.кВт.ч 6.2 расход электроэнергии на производственные (с учетом хозяйственных) нужды тыс.кВт.ч 7 Фактические (отчетные) потери электроэнергии в сети (п.5-п.6-п.4)тыс.кВт.ч 7.1 СПРАВОЧНО: Фактические (отчетные) потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.7/п.5)%8 Технологические потери электроэнергии, всего тыс.кВт.ч 8.1 в том числе условно-постоянные тыс.кВт.ч 8.2 нагрузочные тыс.кВт.ч 8.3 потери, обусловленные допустимыми погрешностями приборов учета тыс.кВт.ч 8.4 СПРАВОЧНО: Технологические потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.8/п.5)%9 СПРАВОЧНО: Нетехнические потери электроэнергии (п.7-п.8)тыс.кВт.ч 9.1 СПРАВОЧНО: Нетехнические потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.9/п.5)%по экономическому балансу 10 Отпуск электроэнергии в сеть , ВСЕГО тыс.кВт.ч 0,0 0 0 0 0 0 10.1 Прием электроэнергии из сети смежного напряжения, всего тыс.кВт.ч 0 0 0 0 10.1.1 в том числе из сетей 1150-750 кВ тыс.кВт.ч 10.1.2 из сетей 500 кВ тыс.кВт.ч 10.1.3 из сетей 330 кВ тыс.кВт.ч 10.1.4 из сетей 220 кВ тыс.кВт.ч 10.1.5 из сетей 110 кВ тыс.кВт.ч 10.1.6 из сетей 27,5-60 кВ тыс.кВт.ч 10.1.7 из сетей 1-20 кВ тыс.кВт.ч 10.2 от электростанций ПЭ тыс.кВт.ч - 0 0 0 0 0 10.3 от других поставщиков (в т.ч. с оптового рынка)тыс.кВт.ч 10.4 отпуск эл. энергии от других организаций тыс.кВт.ч - 0 0 0 0 0 11 Фактические потери электроэнергии в сети тыс.кВт.ч - - - - - - - то же в % (п.1.1/п.1.3) %12 Технологические потери электроэнергии в сети тыс.кВт.ч - - - - - - - то же в % (п.1.1/п.1.3) %13 Расход электроэнергии на производственные и(или) хозяйственные нужды тыс.кВт.ч 14 Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии,* всего тыс.кВт.ч - *Примечания: 1. Отпуск электроэнергии в сеть (строка N 5) по уровням напряжения (столбцы N 5-12) определяется с учетом приема электроэнергии из сети смежного напряжения. Отпуск электроэнергии в сеть в целом (столбец N 4) определяется как разность между приемом электроэнергии в сеть и отдачей электроэнергии из сети (без учета приема электроэнергии из сети смежного напряжения). 2. Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии определяется как сумма объемов переданной электроэнергии, сформированных в соответствии с фактическим уровнем номинального напряжения оборудования ТСО, к которому подключен потребитель услуг по передаче электроэнергии. 3. Значения в строке 6 не являются суммой значений строк 6.1. и 6.2. 4. В строке 6.1 указывается полная сумма объема переданной электроэнергии потребителям, непосредственно подключенным к шинам подстанций. 5. В строке 6.2 указывается полная сумма объема электроэнергии на производственные (хозяйственные) нужды. 6. Экономический баланс - сформирован по методическим указаниям по расчету тарифов Таблица 2.4 - Структура баланса электроэнергии по уровням напряжения в первом году регулирования (2013 год)наименование ТСО N Наименование Единица Численное значение показателей по уровням напряжения п/п показателя измерения Всего 1150-750 кВ 500 кВ 330 кВ 220 кВ 150-110 кВ 27,5-60 кВ 1-20 кВ 0,4 кВ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 По физическому балансу 1 Прием электроэнергии в сеть, всего тыс.кВт.ч 1.1 в том числе из сетей ЕНЭС тыс.кВт.ч 1.2 из сетей ССО тыс.кВт.ч 1.3 от сетей ГК тыс.кВт.ч 1.4 от блок-станций тыс.кВт.ч 2 Отдача электроэнергии из сетей, всего тыс.кВт.ч 2.1 в том числе в сети ЕНЭС тыс.кВт.ч 2.2 в сети ССО тыс.кВт.ч 2.3 в сети ГК тыс.кВт.ч 3 Прием электроэнергии из сети смежного напряжения, всего тыс.кВт.ч 3.1 в том числе из сетей 1150-750 кВ тыс.кВт.ч 3.2 из сетей 500 кВ тыс.кВт.ч 3.3 из сетей 330 кВ тыс.кВт.ч 3.4 из сетей 220 кВ тыс.кВт.ч 3.5 из сетей 110 кВ тыс.кВт.ч 3.6 из сетей 27,5-60 кВ тыс.кВт.ч 3.7 из сетей 1-20 кВ тыс.кВт.ч 4 Отдача электроэнергии в сети смежного напряжения, всего тыс.кВт.ч 4.1 в том числе в сеть 500 кВ тыс.кВт.ч 4.2 в сеть 330 кВ тыс.кВт.ч 4.3 в сеть 220 кВ тыс.кВт.ч 4.4 в сеть 110 кВ тыс.кВт.ч 4.5 в сеть 27,5-60 кВ тыс.кВт.ч 4.6 в сеть 1-20 кВ тыс.кВт.ч 4.7 в сеть 0,4 кВ тыс.кВт.ч 5 Отпуск электроэнергии в сеть (п.1-п.2+п.3)*тыс.кВт.ч 6 Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии,* всего тыс.кВт.ч 6.1 в том числе: объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии потребителям, непосредственно подключенным к шинам подстанций тыс.кВт.ч 6.1.1 c первичным уровнем напряжения 750 кВ тыс.кВт.ч 6.1.2 500 кВ тыс.кВт.ч 6.1.3 330 кВ тыс.кВт.ч 6.1.4 220 кВ тыс.кВт.ч 6.1.5 110 кВ тыс.кВт.ч 6.1.6 27,5-60 кВ тыс.кВт.ч 6.1.7 1-20 кВ тыс.кВт.ч 6.2 расход электроэнергии на производственные (с учетом хозяйственных) нужды тыс.кВт.ч 7 Фактические (отчетные) потери электроэнергии в сети (п.5-п.6-п.4)тыс.кВт.ч 7.1 СПРАВОЧНО: Фактические (отчетные) потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.7/п.5)%8 Технологические потери электроэнергии, всего тыс.кВт.ч 8.1 в том числе условно-постоянные тыс.кВт.ч 8.2 нагрузочные тыс.кВт.ч 8.3 потери, обусловленные допустимыми погрешностями приборов учета тыс.кВт.ч 8.4 СПРАВОЧНО: Технологические потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.8/п.5)%9 СПРАВОЧНО: Нетехнические потери электроэнергии (п.7-п.8)тыс.кВт.ч 9.1 СПРАВОЧНО: Нетехнические потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.9/п.5)%по экономическому балансу 10 Отпуск электроэнергии в сеть, ВСЕГО тыс.кВт.ч 0,0 0 0 0 0 0 10.1 Прием электроэнергии из сети смежного напряжения, всего тыс.кВт.ч 0 0 0 0 10.1.1 в том числе из сетей 1150-750 кВ тыс.кВт.ч 10.1.2 из сетей 500 кВ тыс.кВт.ч 10.1.3 из сетей 330 кВ тыс.кВт.ч 10.1.4 из сетей 220 кВ тыс.кВт.ч 10.1.5 из сетей 110 кВ тыс.кВт.ч 10.1.6 из сетей 27,5-60 кВ тыс.кВт.ч 10.1.7 из сетей 1-20 кВ тыс.кВт.ч 10.2 от электростанций ПЭ тыс.кВт.ч - 0 0 0 0 0 10.3 от других поставщиков (в т.ч. с оптового рынка)тыс.кВт.ч 10.4 отпуск эл. энергии от других организаций тыс.кВт.ч - 0 0 0 0 0 11 Фактические потери электроэнергии в сети тыс.кВт.ч - - - - - - - то же в % (п.1.1/п.1.3) %12 Технологические потери электроэнергии в сети тыс.кВт.ч - - - - - - - то же в % (п.1.1/п.1.3) %13 Расход электроэнергии на производственные и(или) хозяйственные нужды тыс.кВт.ч 14 Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии,* всего тыс.кВт.ч - *Примечания: 1. Отпуск электроэнергии в сеть (строка N 5) по уровням напряжения (столбцы N 5-12) определяется с учетом приема электроэнергии из сети смежного напряжения. Отпуск электроэнергии в сеть в целом (столбец N 4) определяется как разность между приемом электроэнергии в сеть и отдачей электроэнергии из сети (без учета приема электроэнергии из сети смежного напряжения). 2. Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии определяется как сумма объемов переданной электроэнергии, сформированных в соответствии с фактическим уровнем номинального напряжения оборудования ТСО, к которому подключен потребитель услуг по передаче электроэнергии. 3. Значения в строке 6 не являются суммой значений строк 6.1. и 6.2. 4. В строке 6.1 указывается полная сумма объема переданной электроэнергии потребителям, непосредственно подключенным к шинам подстанций. 5. В строке 6.2 указывается полная сумма объема электроэнергии на производственные (хозяйственные) нужды. 6. Экономический баланс - сформирован по методическим указаниям по расчету тарифов Таблица 3 - Структура перетоков электроэнергии в базовом году (2011 год)наименование ТСО ССО, производители электроэнергии, сети Количество уровней Уровень напряжения,Перетоки электроэнергии, тыс.кВт.ч ЕНЭС напряжения кВ Прием Отдача 1 2 3 4 5 Всего:- - в том числе по уровням напряжения:1150-750 кВ 500 кВ 330 кВ 220 кВ 150-110 кВ 27,5-60 кВ 1-20 кВ 0,4 кВ Таблица 4.1 - Структура технологических потерь электроэнергии в базовом году (2011 год)наименование ТСО N Наименование Численные значения по уровням напряжения п/п структурных 1150-750 кВ 500 кВ 330 кВ 220 кВ 150-110 кВ 27,5-60 кВ 1-20 кВ 0,4 кВ Всего составляющих тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч % *тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 1 Отпуск электроэнергии в сеть (п.5 таблицы 2)* 2 Условно-постоянные потери электроэнергии 2.1 Холостой ход трансформаторов 2.2 Корона в воздушных линиях 2.3 Токи утечки в воздушных линиях 2.4 Изоляция в кабельных линиях 2.5 Измерительные трансформаторы тока 2.6 Измерительные трансформаторы напряжения 2.7 Счетчики прямого включения 2.8 Шунтирующие реакторы 2.9 Соединительные провода и сборные шины подстанций 2.10 Вентильные разрядники 2.11 Ограничители перенапряжений 2.12 Устройства присоединения ВЧ-связи 2.13 Компенсирующие устройства 2.14 Расход электроэнергии на собственные нужды 2.15 Расход электроэнергии на плавку гололеда 3 Нагрузочные потери электроэнергии 3.1 Трансформаторы 3.2 Линии 3.3 Токоограничивающие реакторы 3.4 Шинопроводы 4 Технические потери электроэнергии (п.2+п.3) 5 Потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями приборов учета 6 Технологические потери электроэнергии (п.4+п.5) * Примечание: Проценты справочно определяются к отпуску электроэнергии в сеть по уровням напряжения. Таблица 4.2 - Структура технологических потерь электроэнергии в текущем году (2012 год)наименование ТСО N Наименование Численные значения по уровням напряжения п/п структурных 1150-750 кВ 500 кВ 330 кВ 220 кВ 150-110 кВ 27,5-60 кВ 1-20 кВ 0,4 кВ Всего составляющих тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч % *тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 1 Отпуск электроэнергии в сеть (п.5 таблицы 2)* 2 Условно-постоянные потери электроэнергии 2.1 Холостой ход трансформаторов 2.2 Корона в воздушных линиях 2.3 Токи утечки в воздушных линиях 2.4 Изоляция в кабельных линиях 2.5 Измерительные трансформаторы тока 2.6 Измерительные трансформаторы напряжения 2.7 Счетчики прямого включения 2.8 Шунтирующие реакторы 2.9 Соединительные провода и сборные шины подстанций 2.10 Вентильные разрядники 2.11 Ограничители перенапряжений 2.12 Устройства присоединения ВЧ-связи 2.13 Компенсирующие устройства 2.14 Расход электроэнергии на собственные нужды 2.15 Расход электроэнергии на плавку гололеда 3 Нагрузочные потери электроэнергии 3.1 Трансформаторы 3.2 Линии 3.3 Токоограничивающие реакторы 3.4 Шинопроводы 4 Технические потери электроэнергии (п.2+п.3) 5 Потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями приборов учета 6 Технологические потери электроэнергии (п.4+п.5) * Примечание: Проценты справочно определяются к отпуску электроэнергии в сеть по уровням напряжения. Таблица 4.3 - Структура технологических потерь электроэнергии в первом году регулирования (2013 год)наименование ТСО N Наименование Численные значения по уровням напряжения п/п структурных 1150-750 кВ 500 кВ 330 кВ 220 кВ 150-110 кВ 27,5-60 кВ 1-20 кВ 0,4 кВ Всего составляющих тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч % *тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*тыс.кВт.ч %*1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 1 Отпуск электроэнергии в сеть (п.5 таблицы 2)* 2 Условно-постоянные потери электроэнергии 2.1 Холостой ход трансформаторов 2.2 Корона в воздушных линиях 2.3 Токи утечки в воздушных линиях 2.4 Изоляция в кабельных линиях 2.5 Измерительные трансформаторы тока 2.6 Измерительные трансформаторы напряжения 2.7 Счетчики прямого включения 2.8 Шунтирующие реакторы 2.9 Соединительные провода и сборные шины подстанций 2.10 Вентильные разрядники 2.11 Ограничители перенапряжений 2.12 Устройства присоединения ВЧ-связи 2.13 Компенсирующие устройства 2.14 Расход электроэнергии на собственные нужды 2.15 Расход электроэнергии на плавку гололеда 3 Нагрузочные потери электроэнергии 3.1 Трансформаторы 3.2 Линии 3.3 Токоограничивающие реакторы 3.4 Шинопроводы 4 Технические потери электроэнергии (п.2+п.3) 5 Потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями приборов учета 6 Технологические потери электроэнергии (п.4+п.5) * Примечание: Проценты справочно определяются к отпуску электроэнергии в сеть по уровням напряжения. Таблица 5.1 - Изменение количества трансформаторов в соответствии с инвестиционной программой, программой энергосбережения и производственной программойнаименование ТСО N Источник N Место Дата Uном,2011 2013 п/п финан-сирова-ния*пунк-та прог-рам-ме установки транс-форма-тора реали-зации мероп-риятия, ввода в эксплу-атацию кВ Марка транс-форма-тора Номи-нальная мощ-ность, кВА коли-чест-во Марка транс-форма-тора Номи-наль-ная мощ-ность, кВА коли-чество 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Всего 0 0 0 0 Изменение объемов на балансе 0 0 _________________* Инвестиционная программа, программа энергосбережения, производственная программа и т.п.Таблица 5.2 - Изменение протяженности ЛЭП в соответствии с инвестиционной программой, программой энергосбережения и производственной программой наименование ТСО N Источник N пункта Наименование Uном,Дата 2011 2013 п/п финан-сирования*програм-ме линии кВ реализациимероприятия, ввода в эксплуатацию длина по трассе, км кол-во цепей марка и сечение провода длина по трассе, км кол-во цепей марка и сечение провода 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Всего 0 0 Изменение объемов на балансе 0 ___________________* Инвестиционная программа, программа энергосбережения, производственная программа и т.п.Таблица 6 - Сводный баланс электроэнергии по уровням напряжения в базовом и регулируемом годах наименование ТСО N Наименование показателя Единица Численное значение показателя по уровням напряжения п/п измере-Базовый год 2011 Первый год регулируемого периода 2013 ния Всего ВН СНI СНII НН Всего ВН СНI СНII НН 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 По физическому балансу 1 Отпуск электроэнергии в сеть (п.5 таблицы 2, п.5 таблицы 2А)тыс.кВт.ч 0 0 0 0 0 2 Отдача электроэнергии в сети смежного напряжения тыс.кВт.ч 0 0 0 3 Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии всего,тыс.кВт.ч 3.1 в том числе объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии потребителям, непосредственно подключенным к шинам подстанций тыс.кВт.ч 3.2 расход электроэнергии на производственные (с учетом хозяйственных) нужды тыс.кВт.ч 4 Фактические (отчетные) потери электроэнергии в сети (п.1-п.2-п.3)тыс.кВт.ч 4.1 СПРАВОЧНО: Фактические (отчетные) потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.4/п.1)%5 Технологические потери электроэнергии тыс.кВт.ч 6 Нетехнические потери электроэнергии (п.4-п.5)тыс.кВт.ч 6.1 СПРАВОЧНО: Нетехнические потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.6/п.1)%7 СПРАВОЧНО: Нормативные технологические потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.5/п.1)%по экономическому балансу 8 Отпуск электроэнергии в сеть тыс.кВт.ч 9 Отдача электроэнергии в сети смежного напряжения тыс.кВт.ч 10 Объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии всего,тыс.кВт.ч 0 0 0 0 0 10.1 в том числе объем (количество) переданной (потребленной) электроэнергии потребителям, непосредственно подключенным к шинам подстанций тыс.кВт.ч 0 0 0 0 10.2 расход электроэнергии на производственные (с учетом хозяйственных) нужды тыс.кВт.ч 0 0 0 0 0 11 Фактические (отчетные) потери электроэнергии в сети тыс.кВт.ч 0 0 0 0 0 10.1 СПРАВОЧНО: Фактические (отчетные) потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.11/п.8)%12 Технологические потери электроэнергии тыс.кВт.ч 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 13 Нетехнические потери электроэнергии (п.11-п.12)тыс.кВт.ч 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 13.1 СПРАВОЧНО: Нетехнические потери электроэнергии в процентах от отпуска электроэнергии в сеть (п.6/п.1)% Таблица 7 - Количество и установленная мощность трансформаторов наименование ТСО N Единичная мощность,Высшее Количество, шт.п/п кВА напряжение, кВ 2009 2010 2011 2012 2013 1 2 3 4 5 6 7 8 1.1 До 2500 3-20 1.2 27,5-35 2.1 От 2500 до 10000 3-20 2.2 35 2.3 110-154 3.1 От 10000 до 80000 включительно 3-20 3.2 27,5-35 3.3 110-154 3.4 220 4.1 Более 80000 110-154 4.2 220 4.3 330 однофазные 4.4 330 трехфазные 4.5 400-500 однофазные 4.6 400-500 трехфазные 4.7 750-1150 5 Итого: - 0 0 0 0 0 N Единичная мощность,Высшее Установленная мощность, кВА п/п кВА напряжение, кВ 2009 2010 2011 2012 2013 1 2 3 4 5 6 7 8 1.1 До 2500 3-20 1.2 27,5-35 2.1 От 2500 до 10000 3-20 2.2 35 2.3 110-154 3.1 От 10000 до 80000 включительно 3-20 3.2 27,5-35 3.3 110-154 3.4 220 4.1 Более 80000 110-154 4.2 220 4.3 330 однофазные 4.4 330 трехфазные 4.5 400-500 однофазные 4.6 400-500 трехфазные 4.7 750-1150 5 Итого: - 0 0 0 0 0 Примечание - Резервные не используемые трансформаторы, а также специальные трансформаторы для плавки гололеда в таблицу не включаются. Таблица 8 - Количество и мощность устройств компенсации реактивной мощностинаименование ТСО N Тип Напряжение, кВ Количество шт./групп п/п Мощность, тыс.кВА 2009 2010 2011 2012 2013 1 2 3 4 5 6 7 8 1.1 Шунтирующие реакторы 3-20 кВ 1.2 27,5-35 кВ 1.3 150-110 кВ 1.4 500 кВ 1.5 750 кВ 1.6 Итого 0 0 0 0 0 2.1 СК и генераторы, в режиме СК до 15,0 тыс.кВА 2.2 от 15,0 до 37,5 тыс.кВА 2.3 50 тыс.кВА 2.4 от 75,0 до 100,0 тыс.кВА 2.5 160 тыс.кВА 2.6 Итого 0 0 0 0 0 3.1 БСК и СТК 0,38-20 кВ 3.2 35 кВ 3.3 150-110 кВ 3.4 220 кВ и выше 3.5 Итого 0 0 0 0 0 N Тип Напряжение, кВ Установленная мощность, квар п/п Мощность, тыс.кВА 2009 2010 2011 2012 2013 1 2 3 4 5 6 7 8 1.1 Шунтирующие реакторы 3-20 кВ 1.2 27,5-35 кВ 1.3 150-110 кВ 1.4 500 кВ 1.5 750 кВ 1.6 Итого 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2.1 СК и генераторы, в режиме СК до 15,0 тыс.кВА 2.2 от 15,0 до 37,5 тыс.кВА 2.3 50 тыс.кВА 2.4 от 75,0 до 100,0 тыс.кВА 2.5 160 тыс.кВА 2.6 Итого 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3.1 БСК и СТК 0,38-20 кВ 3.2 35 кВ 3.3 150-110 кВ 3.4 220 кВ и выше 3.5 Итого 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Таблица 9 - Протяженность (по цепям) воздушных и кабельных линий электропередачи и шинопроводовнаименование ТСО N Класс напряжения Протяженность, км п/п 2009 2010 2011 2012 2013 1 2 5 6 7 8 9 1 Воздушные линии 1.1 1150 кВ 1.2 800 кВ 1.3 750 кВ 1.4 500 кВ 1.5 400 кВ 1.6 330 кВ 1.7 220 кВ 1.8 154 кВ 1.9 110 кВ 1.10 35 кВ 1.11 27,5 кВ 1.12 20 кВ 1.13 10 кВ 1.14 6 кВ 1.16 3 кВ 1.17 2 кВ 1.18 500 Вольт и ниже 1.20 Всего по воздушным линиям 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2 Кабельные линии 2.1 500 кВ 2.2 400 кВ 2.3 330 кВ 2.4 220 кВ 2.5 110 кВ 2.6 35 кВ 2.7 27,5 кВ 2.8 20 кВ 2.9 10 кВ 2.10 6 кВ 2.11 3 кВ 2.12 2 кВ 2.13 500 Вольт и ниже 2.14 Всего по кабельным линиям 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3 Всего по воздушным и кабельным линиям 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4 Шинопроводы 4.1 800 кВ 4.2 750 кВ 4.3 500 кВ 4.4 400 кВ 4.5 330 кВ 4.6 220 кВ 4.7 154 кВ 4.8 110 кВ 4.9 35 кВ 4.10 27,5 кВ 4.11 20 кВ 4.12 10 кВ 4.13 6 кВ 4.14 Всего по шинопроводам 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Таблица 10 - Динамика основных показателей ТСО для утверждения норматива технологических потерь электроэнергиинаименование ТСО Организа-ционно-правовая форма, наимено-вание и местона-хождение ТСО и Экспертной организа-ции Год в целом/ по уровням напряжения Отпуск электро-энергии в сеть фактический (для базового и предшеству-ЮЩЕГО базовому периодов)/про-гнозный (для текущего и регулируе-мого периода)Потери электроэнергии отчетные (фактические) (для базового и предшествующего базовому периодов)/прог-нозные (для текущего и регулируемого периода)Технологические потери электроэнергии Значение отпуска электро-энергии в сеть, соответст-вующее нормативу по методическим указаниям по расчету тарифов Значение отпуска электро-энергии в сеть, соответст-вующее нормативу по физичес-кому балансу Потери электроэнергии, учтенные в тарифе на передачу электроэнергии Норматив технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям*тыс.кВт.ч тыс.кВт.ч % от отпуска в сеть тыс.кВт.ч % от отпуска в сеть тыс.кВт.ч тыс.кВт.ч тыс.кВт.ч % от отпуска в сеть**тыс.кВт.ч % от отпуска в сеть***Организа-2009 ВН ция:СНI СНII НН Всего 2010 ВН СНI СНII НН Всего Эксперт:2011 ВН СНI СНII НН Всего 2012 ВН СНI СНII НН Всего 2013 ВН СНI СНII НН Всего __________________* Указывается норматив предлагаемый к утверждению (для регулируемого периода)/ утвержденный в Минэнерго России (для остальных периодов).** По отношению к отпуску в сеть, используемому при определении тарифа на передачу электроэнергии.*** По отношению к отпуску в сеть, используемому при определении норматива потерь при передаче электроэнергии по физическому балансу.Предложение на утверждение нормативов технологических потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетямПериод Наименование показателя Единица измерения Численное значение показателя по уровням напряжения Всего ВН СНI СНII НН Регулируемый(с 20__ г. по Отпуск электрической тыс.кВт·ч 20__ г.энергии в сеть включительно)Норматив технологических потерь электрической энергии в процентах от отпуска электрической энергии в сеть %Период Наименование показателя Единица измерения Численное значение показателя по уровням напряжения Дата и номер приказа Всего ВН СНI СНII НН Минэнерго России Текущий(с 20__ г. по20__ г.Отпуск электрической энергии в сеть тыс.кВт·ч включительно)Норматив технологических потерь электрической энергии в процентах от отпуска электрической энергии в сеть %Базовый(с 20__ г. по20__ г.Отпуск электрической энергии в сеть тыс. кВт·ч включительно)Норматив технологических потерь электрической энергии в процентах от отпуска электрической энергии в сеть %Название сетевой организации Текущий период 2012 Обозначения ячеек:расчет ссылка на другие таблицы самостоятельный ввод Таблица 1.1 - Сведения по протяженности воздушных и кабельных линий по цепям на напряжении 500 кВ и выше 0 название сетевой организации Сечение, ммПротяженность воздушных участков, км Сечение, ммПротяженность кабельных участков, км Период, предшест-вующий базовому Базовый период Текущий период Период регули-рования Период, предшест-вующий базовому Базовый период Текущий период Период регули-рования 2010 2011 2012 2013 2010 2011 2012 2013 240 240 300 300 330 330 400 400 500 500 Итого 0 0 0 0 Итого 0 0 0 0 Средневзве-шанное сечение, ммСредневзве-шанное сечение, ммТаблица 1.2 - Сведения по протяженности воздушных и кабельных линий по цепям на напряжении 330 кВ0 название сетевой организации Сечение, ммПротяженность воздушных участков, км Сечение, ммПротяженность кабельных участков, км Период, предшест-вующий базовому Базовый период Текущий период Период регулиро-вания Период, предшест-вующий базовому Базовый период Текущий период Период регулиро-вания 2010 2011 2012 2013 2010 2011 2012 2013 150 150 185 185 240 240 300 300 330 330 400 400 Итого 0 0 0 0 Итого 0 0 0 0 Средневз-вешанное сечение, ммСредневз-вешанное сечение, ммТаблица 1.3 - Сведения по протяженности воздушных и кабельных линий по цепям на напряжении 220 кВ0 название сетевой организации Сечение, ммПротяженность воздушных участков, км Сечение, ммПротяженность кабельных участков, км Период, предшест-вующий базовому Базовый период Текущий период Период регулиро-вания Период, предшест-вующий базовому Базовый период Текущий период Период регулиро-вания 2010 2011 2012 2013 2010 2011 2012 2013 150 150 185 185 240 240 300 300 330 330 400 400 Итого 0 0 0 0 Итого 0 0 0 0 Средневз-вешанное сечение, ммСредневзве-шанное сечение, ммТаблица 1.4 - Сведения по протяженности воздушных и кабельных линий по цепям на напряжении 110 кВ0 название сетевой организации Сечение, ммПротяженность воздушных участков, км Сечение, ммПротяженность кабельных участков, км Период, предшест-вующий базовому Базовый период Текущий период Период регулиро-вания Период, предшест-вующий базовому Базовый период Текущий период Период регулиро-вания 2010 2011 2012 2013 2010 2011 2012 2013 50 50 70 70 95 95 120 120 150 150 185 185 240 240 300 300 330 330 400 400 Итого 0 0 0 0 Итого 0 0 0 0 Средневзве-шанное сечение, ммСредневзве-шанное сечение, ммТаблица 1.5 - Сведения по протяженности воздушных и кабельных линий по цепям на напряжении 35 кВ0 название сетевой организации Сечение, ммПротяженность воздушных участков, км Сечение, ммПротяженность кабельных участков, км Период, предшест-вующий базовому Базовый период Текущий период Период регулиро-вания Период, предшест-вующий базовому Базовый период Текущий период Период регулиро-вания 2010 2011 2012 2013 2010 2011 2012 2013 10 10 16 16 25 25 35 35 50 50 70 70 95 95 120 120 150 150 185 185 240 240 300 300 330 330 400 400 Итого 0 0 0 0 Итого 0 0 0 0 Средневзве-шанное сечение, ммСредневзве-шанное сечение, ммТаблица 1.6 - Сведения по протяженности воздушных и кабельных линий по цепям на напряжении 10 кВ0 название сетевой организации Сечение, ммПротяженность воздушных участков, км Сечение, ммПротяженность кабельных участков, км Период, предшест-вующий базовому Базовый период Текущий период Период регули-рования Период, предшест-вующий базовому Базовый период Текущий период Период регулиро-вания 2010 2011 2012 2013 2010 2011 2012 2013 6 6 10 10 16 16 25 25 35 35 50 50 70 70 95 95 120 120 150 150 185 185 240 240 300 300 330 330 400 400 Итого 0 0 0 0 Итого 0 0 0 0 Средневзве-шанное сечение, ммСредневзве-шанное сечение, мм Таблица 1.7 - Сведения по протяженности воздушных и кабельных линий по цепям на напряжении 6 кВ0 название сетевой организации Сечение, ммПротяженность воздушных участков, км Сечение, ммПротяженность кабельных участков, км Период, предшест-вующий базовому Базовый период Текущий период Период регули-рования Период, предшест-вующий базовому Базовый период Текущий период Период регулиро-вания 2010 2011 2012 2013 2010 2011 2012 2013 6 6 10 10 16 16 25 25 35 35 50 50 70 70 95 95 120 120 150 150 185 185 240 240 300 300 330 330 400 400 Итого 0 0 0 0 Итого 0 0 0 0 Средневзве-шанное сечение, ммСредневзве-шанное сечение, ммТаблица 1.8 - Сведения по протяженности воздушных и кабельных линий по цепям на напряжении 0,4 кВ0 название сетевой организации Сечение, ммПротяженность воздушных участков, км Сечение, ммПротяженность кабельных участков, км Период, предшест-вующий базовому Базовый период Текущий период Период регули-рования Период, предшест-вующий базовому Базовый период Текущий период Период регулиро-вания 2010 2011 2012 2013 2010 2011 2012 2013 6 6 10 10 16 16 25 25 35 35 50 50 70 70 95 95 120 120 150 150 185 185 240 240 300 300 330 330 400 400 Итого 0 0 0 0 Итого 0 0 0 0 Средневзве-шанное сечение, ммСредневзве-шанное сечение, ммТаблица 2.1. - Количество трансформаторов на напряжении 500 кВ и выше0 название сетевой организации Мощность Количество трансформаторов, шт.трансформатора, кВА Период, предшествующий базовому Базовый период Текущий период Период регулирования 2010 2011 2012 2013 125000 135000 167000 250000 267000 330000 400000 417000 Итого 0 0 0 0 Количество ПС Таблица 2.2. - Количество трансформаторов на напряжении 330 кВ0 название сетевой организации Мощность Количество трансформаторов, шт.трансформатора, кВА Период, предшествующий базовому Базовый период Текущий период Период регулирования 2010 2011 2012 2013 63000 125000 250000 400000 630000 Итого 0 0 0 0 Количество ПС Таблица 2.3. - Количество трансформаторов на напряжении 220 кВ0 название сетевой организации Мощность Количество трансформаторов, шт.трансформатора, кВА Период, предшествующий базовому Базовый период Текущий период Период регулирования 2010 2011 2012 2013 16000 20000 24000 25000 31500 40000 63000 80000 100000 125000 160000 250000 400000 Итого 0 0 0 0 Количество ПС Таблица 2.4. - Количество трансформаторов на напряжении 110-150 кВ0 название организации Мощность Количество трансформаторов, шт.трансформатора, кВА Период, предшествующий базовому Базовый период Текущий период Период регулирования 2010 2011 2012 2013 2500 4000 6000 6300 10000 16000 20000 25000 32000 40000 63000 80000 125000 200000 250000 Итого 0 0 0 0 Количество ПС Таблица 2.5. - Количество трансформаторов на напряжении 35 кВ0 название организации Мощность Количество трансформаторов, шт.трансформатора, кВА Период, предшествующий базовому Базовый период Текущий период Период регулирования 2010 2011 2012 2013 100 160 250 320 400 630 750 1000 1600 2500 4000 6300 10000 16000 25000 32000 40000 Итого 0 0 0 0 Количество ПС Таблица 2.6. - Количество трансформаторов на напряжении 10 кВ0 название организации Мощность Количество трансформаторов, шт.трансформатора, кВА Период, предшествующий базовому Базовый период Текущий период Период регулирования 2010 2011 2012 2013 6 10 25 40 63 100 250 320 400 630 750 1000 1250 1600 2000 2500 4000 6300 Итого 0 0 0 0 Таблица 2.7. - Количество трансформаторов на напряжении 6 кВ0 название организации Мощность Количество трансформаторов, шт.трансформатора, кВА Период, предшествующий базовому Базовый период Текущий период Период регулирования 2010 2011 2012 2013 6 10 25 40 63 100 250 320 400 630 750 1000 1250 1600 2000 2500 4000 6300 Итого 0 0 0 0 Таблица 3.1. - Сводные результаты расчета пофидерного расчета потерь электроэнергии в сетях ВН за базовый период0 название сетевой организации N п/п Наиме-нование фидера или структурного Номина-льное напряжение Отпуск электро-энергии в сеть Коэффи-циент мощности головного Напряже-ние в центре питания Расчетный период Относитель-ное число часов наибольших Коэффи-циент заполнения Темпе-ратура провода продол-жение таблицы подразде-ления участка потерь кВ тыс.кВт·ч о.е.кВ часов о.е.о.е.°С 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Нагрузочные потери в линиях электропередачи Потери электроэнергии в линиях электропередачи Потери электроэнергии в изоляции кабельных линий Потери в трансформаторах продол-жение таблицы на корону нагрузочные холостой ход тыс.кВт·ч %тыс.кВт·ч %тыс.кВт·ч %тыс.кВт·ч %тыс.кВт·ч %11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Потери электроэнергии в токоограничивающих реакторах Коли-чество трансфор-маторов Уста-нов-ленная мощ-Коли-чество линий от Длина воздуш-ных участ-Длина кабельных участков (по цепям)Макси-мальное падение напряже-ность транс-форма-торов центра питания ков (по цепям)ния относи-тельно центра питания тыс.кВт·ч %штук кВ·А штук км км %21 22 23 24 25 26 27 28 Таблица 3.2. - Сводные результаты расчета пофидерного расчета потерь электроэнергии в сетях СН1 за базовый период0 название сетевой организации N Наимено-Номиналь-Отпуск Коэффи-Напряже-Расчетный Относите-Коэффи-Темпе-п/п вание фидера или структур-ного под-раз-деления ное напряжение электро-энергии в сеть циент мощности головного участка ние в центре питания период льное число часов наибольших потерь циент заполнения ратура провода продол-жение таблицы кВ тыс.кВт·ч о.е.кВ часов о.е.о.е.°С 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Нагрузочные потери Потери в изоляции Потери в трансформаторах Потери электро-в линиях электропередачи кабельных линий нагрузочные холостой ход энергии в токоограни-чивающих реакторах продол-жение таблицы тыс.кВт·ч %тыс.кВт·ч %тыс.кВт·ч %тыс.кВт·ч %тыс.кВт·ч %11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Коли-Установ-Количест-Длина Длина Макси-чество трансфор-маторов ленная мощность трансфор-маторов во линий от центра питания воздушных участков (по цепям)кабельных участков (по цепям)мальное падение напряже-ния относи-тельно центра питания штук кВ·А штук км км %21 22 23 24 25 26 Таблица 3.3 - Сводные результаты расчета пофидерного расчета потерь электроэнергии в сетях СН2 за базовый период0 название сетевой организации N Наимено-Номи-Отпуск Коэффициент Напря-Расчетный Относи-Коэффи-Температура п/п вание фидера или структурного подразде-ления нальное напряжение электро-энергии в сеть мощности головного участка жение в центре питания период тельное число часов наибольших потерь циент заполнения провода продол-жение таблицы кВ тыс.кВт·ч о.е.кВ часов о.е.о.е.°С 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Нагрузочные Потери в изоляции Потери в трансформаторах Потери потери в линиях электропередачи кабельных линий нагрузочные холостой ход электроэнергии в токоограни-чивающих реакторах продол-жение таблицы тыс.кВт·ч %тыс.кВт·ч %тыс.кВт·ч %тыс.кВт·ч %тыс.кВт·ч %11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Количест-Установленная Количество Длина Длина Макси-во трансфор-маторов мощность трансфор-маторов линий от центра питания воздушных участков (по цепям)кабельных участков (по цепям)мальное падение напряжения относи-тельно центра питания штук кВ·А штук км км %21 22 23 24 25 26 Таблица 4.1. - Сводные результаты расчета пофидерного расчета потерь электроэнергии в сетях ВН за регулируемый период0 название сетевой организации N Наимено-Номина-Отпуск Коэффициент Напряже-Расчетный Относитель-Коэффи-Температура п/п вание фидера или структурного подразде-ления льное напряжение электро-энергии в сеть мощности головного участка ние в центре питания период ное число часов наибольших потерь циент заполнения провода продол-жение таблицы кВ тыс.кВт·ч о.е.кВ часов о.е.о.е.°С 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Нагрузочные Потери электроэнергии в линиях Потери Потери в трансформаторах потери в линиях электропередачи электропередачи на корону электроэнергии в изоляции кабельных линий нагрузочные холостой ход продол-жение таблицы тыс.кВт·ч %тыс.кВт·ч %тыс.кВт·ч %тыс.кВт·ч %тыс.кВт·ч %11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Потери Коли-Установ-Количество Длина Длина Макси-электроэнергии в токоограни-чивающих реакторах чество транс-форма-торов ленная мощность трансфор-маторов линий от центра питания воздушных участков (по цепям)кабельных участков (по цепям)мальное падение напряжения относи-тельно центра питания тыс.кВт·ч %штук кВ·А штук км км %21 22 23 24 25 26 27 28 Таблица 4.2. - Сводные результаты расчета пофидерного расчета потерь электроэнергии в сетях СН1 за регулируемый период0 название сетевой организации N Наимено-Номиналь-Отпуск Коэффициент Напряже-Расчетный Относи-Коэфф-Темпе-п/п вание фидера или структурного подразде-ления ное напряжение электро-энергии в сеть мощности головного участка ние в центре питания период тельное число часов наибольших потерь ициент запол-нения ратура провода продол-жение таблицы кВ тыс.кВт·ч о.е.кВ часов о.е.о.е.°С 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Нагрузочные Потери в Потери в трансформаторах Потери потери в линиях электропередачи изоляции кабельных линий нагрузочные холостой ход электроэнергии в токоограничи-вающих реакторах продол-жение таблицы тыс.кВт·ч %тыс.кВт·ч %тыс.кВт·ч %тыс.кВт·ч %тыс.кВт·ч %11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Количест-Установлен-Количество Длина Длина Максимальное во трансфор-маторов ная мощность трансфор-маторов линий от центра питания воздушных участков (по цепям)кабельных участков (по цепям)падение напряжения относительно центра питания штук кВ·А штук км км %21 22 23 24 25 26 Таблица 4.3 - Сводные результаты расчета пофидерного расчета потерь электроэнергии в сетях СН2 за регулируемый период0 название сетевой организации N Наименование Номиналь-Отпуск Коэффи-Напряже-Рас-Относитель-Коэффи-Темпера-п/п фидера или структурного подразделения ное напряже-ние электро-энергии в сеть циент мощнос-ти головно-го участка ние в центре питания четный период ное число часов наибольших потерь циент заполне-ния тура провода продол-жение таблицы кВ тыс.кВт·ч о.е.кВ часов о.е.о.е.°С 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Нагрузочные Потери в Потери в трансформаторах Потери потери в линиях электропередачи изоляции кабельных линий нагрузочные холостой ход электроэнергии в токоограни-чивающих реакторах продол-жение таблицы тыс.кВт·ч %тыс.кВт·ч %тыс.кВт·ч %тыс.кВт·ч %тыс.кВт·ч %11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Количест-Установленная Количество Длина Длина Максималь-во трансфор-маторов мощность трансформаторов линий от центра питания воздушных участков (по цепям)кабельных участков (по цепям)ное падение напряжения относитель-но центра питания штук кВ·А штук км км %21 22 23 24 25 26 Таблица 5.1. - Сводные результаты пофидерного расчета электроэнергии в сетях НН методом средних нагрузок за базовый период0 наименование сетевой организации N Наимено-Отпуск Расчетный Коэффици-Темпера-Напряжение в центре питания п/п вание фидера или структур-ного подраз-электро-энергии в сеть период ент заполнения тура провода Фаза A Фаза B Фаза C продол-жение таблицы деления тыс.кВт·ч часов о.е.°С B B B 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Ток г.у.Коэффициент мощности Нагрузочные Количество Фаза A Фаза B Фаза C Фаза A Фаза B Фаза C потери в линиях потребителей продол-жение таблицы A A A о.е.о.е.о.е.тыс.кВт·ч %штук 10 11 12 13 14 15 16 17 18 Коли-Суммарная Длина Длина Длина Головной участок чество участков,отходя-щих от г.у.протяжен-ность фидера магистрали двух-фазных и трех-фазных ответв-лений одно-фазных ответв-лений Марка про-вода Сече-ние штук м м м м мм19 20 21 22 23 24 25 Таблица 5.2. - Сводные результаты пофидерного расчета электроэнергии в сетях НН методом средних нагрузок за регулируемый период0 наименование сетевой организации Nп/п Наимено-вание Отпускэлектро-Расчет-ный Коэффи-циент Темпе-ратура Напряжение в центре питания фидера или структур-ного подразде-энергии в сеть период запол-нения провода Фаза A Фаза B Фаза C продол-жение таблицы ления тыс.кВт·ч часов о.е.°С B B B 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Ток г.у.Коэффициент мощности Нагрузочные Количест-Количество Фаза A Фаза B Фаза C Фаза A Фаза B Фаза C потери в линиях во потреби-телей участков, отходящих от г.у.продол-жение таблицы A A A о.е.о.е.о.е.тыс.кВт·ч %штук штук 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 Суммар-Длина Длина Длина Головной участок ная протяже-нность фидера магист-рали двух-фазных и трех-фазных ответв-лений одно-фазных ответв-лений Марка провода Сечение м м м м мм20 21 22 23 24 25 Таблица 6.1. - Сводные результаты пофидерного расчета электроэнергии в сетях НН по потере напряжения за базовый периоднаименование сетевой организации N п/п Наимено-вание ТП Наименованиефидера Замеры напряжения в центре питания (РП)Ua Ub Uc продол-В В В жение 1 2 3 4 5 6 таблицы Замеры напряжения в уд. точке Замеры тока, А R/RW Потери Коэффициент Ua Ub Uc Ia Ib Ic напряжения неравномерности В В В А А А %%о.е.7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 Таблица 6.2. - Сводные результаты пофидерного расчета электроэнергии в сетях НН по потере напряжения за регулируемый периоднаименование сетевой организации Nп/п Наимено-вание ТП Наименование Замеры напряжения в центре питания (РП)фидера Ua Ub Uc продол-В В В жение 1 2 3 4 5 6 таблицы Замеры напряжения в уд. точке Замеры тока, А R/RW Потери Коэффициент Ua Ub Uc Ia Ib Ic напряжения неравномерности В В В А А А %%о.е.7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 Таблица 7.1. - Расчет потерь электроэнергии в сетях 0,4 кВ методом оценки потерь на основе зависимостей потерь от обобщенной информации о схемах и нагрузках сети за базовый период0 название сетевой организации Наименование показателя Усл. обозна-чение Ед. измере-ния Значе-ние Сечение голов-ного участка, ммПро-тяжен-ность голов-ного участка, м Количество линий (без учета ответвлений)N шт.10 Суммарный отпуск электроэнергии в сеть 0,4 кВ за период Д (базовый)Wтыс.кВтч 16 Суммарный отпуск электроэнергии в сеть 0,4 кВ за период Д Wтыс.кВтч 25 Средний отпуск электроэнергии в одну линию за период Д Wтыс.кВтч 35 Продолжительность периода Д дней 50 Среднее сечение головных участков Fмм70 Суммар-ная магис-тралей Всего Lкм 95 длина с алюми-ниевым проводом Lкм 120 со стальным проводом Lкм 150 с медным проводом Lкм 185 двух-фаз-ных и Всего Lкм 240 трех-фаз-ных с алюми-ниевым проводом Lкм Среднее сечение голов-ответв-лений со стальным проводом Lкм ного участка, ммс медным проводом Lкм одно-фаз-Всего Lкм ных ответв-лений с алюми-ниевым проводом Lкм со стальным проводом Lкм с медным проводом Lкм Эквивалентная длина линий Lкм Доля энергии, отпускаемой населению d-Номинальное напряжение линий UВ Коэффициент, учитывающий напряжение линий k-Коэффициент, учитывающий характер распределения нагрузок по длине линии и неодинаковость нагрузок фаз k-Коэффициент реактивной мощности tg-Коэффициент заполнения графика нагрузки k-Потери электроэнергии в линиях 0,4 кВ Wтыс.кВтч % от отпуска Число линий от одного трансформатора шт/1 транс Плотность тока г.у.А/ммУдельные потери электроэнергии тыс.кВтч/км Число трансформаторов СН2 штук Таблица 7.2. - Расчет потерь электроэнергии в сетях 0,4 кВ методом оценки потерь на основе зависимостей потерь от обобщенной информации о схемах и нагрузках сети за регулируемый период0 название сетевой организации Наименование показателя Усл. обозна-чение Ед. измере-ния Значе-ние Сечение голов-ного участка, ммПро-тяжен-ность голов-ного участка, м Количество линий (без учета ответвлений)N шт.10 Суммарный отпуск электроэнергии в сеть 0,4 кВ за период Д (базовый)Wтыс.кВтч 16 Суммарный отпуск электроэнергии в сеть 0,4 кВ за период Д Wтыс.кВтч 25 Средний отпуск электроэнергии в одну линию за период Д Wтыс.кВтч 35 Продолжительность периода Д дней 50 Среднее сечение головных участков Fмм70 Суммар-ная магис-тралей Всего Lкм 95 длина с алюми-ниевым проводом Lкм 120 со стальным проводом Lкм 150 с медным проводом Lкм 185 двух-фаз-ных и Всего Lкм 240 трех-фаз-ных с алюми-ниевым проводом Lкм Среднее сечение голов-ответв-лений со стальным проводом Lкм ного участка, ммс медным проводом Lкм одно-фаз-Всего Lкм ных ответв-лений с алюми-ниевым проводом Lкм со стальным проводом Lкм с медным проводом Lкм Эквивалентная длина линий Lкм Доля энергии, отпускаемой населению d-Номинальное напряжение линий UВ Коэффициент, учитывающий напряжение линий k-Коэффициент, учитывающий характер распределения нагрузок по длине линии и неодинаковость нагрузок фаз k-Коэффициент реактивной мощности tg-Коэффициент заполнения графика нагрузки k-Потери электроэнергии в линиях тыс.кВтч 0,4 кВ W% от отпуска Число линий от одного трансформатора шт/1 транс Плотность тока г.у.А/ммУдельные потери электроэнергии тыс.кВтч/км Число трансформаторов СН2 штук Таблица 8.1. - Результаты расчета режима в программном комплексе за базовый период0 наименование сетевой организации Но-мер Наз-вание V, кВ Delta, градусы P_н, мВт Q_н, мВАр Р_г, мВт Q_г, мВАр V_зд, кВ Q_min, мВАр Q_max, мВАр Q_ш, мВАр Nу Наз-вание V_2, кВ dDelta, градусы P_л, мВт Q_л, мВАр dP, мВт dQ, мВАр I_л, А P_ш, мВт Q_ш, мВАР R, Ом X, Ом G, мкСм B, мкСм Kтр Число парал-лельных цепей Таблица 8.2. - Результаты расчета режима в программном комплексе за регулируемый период0 наименование сетевой организации Но-мер Наз-вание V, кВ Delta, градусы P_н, мВт Q_н мВАр Р_г, мВт Q_г, мВАр V_зд, кВ Q_min, мВАр Q_max, мВАр Q_ш, мВАр Nу Наз-вание V_2, кВ dDelta, градусы P_л, мВт Q_л, мВАр dP, мВт dQ, мВАр I_л, А P_ш, мВт Q_ш, мВАР R, Ом X, Ом G, мкСм B, мкСм Kтр Число парал-лельных цепей Таблица 9.1. - Результаты расчета потерь электроэнергии на корону в базовом периоде0 наименование сетевой организации N п/п Наз-вание Реги-он Длина по Число цепей Сум-марное Факти-ческое Номи-наль-Факти-ческое Количество часов работы линии по видам погоды Удель-ные Потери на корону ВЛ цепям сечение проводов фазы - Fсечение проводов линии - Fное напря-жение напря-жение хорошая погода дождь снег из-мо-розь Сумма потери на корону км шт ммммкВ кВ часов часов часов ча-сов часов тыс.кВт.ч/км тыс.кВтч 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 Таблица 9.2. - Расчет потерь на корону в периоде регулирования0 наименование сетевой организации N п/п Назва-ние ВЛ Реги-он Длина по Число цепей Сум-марное Факти-ческое Но-ми-Напря-жение Количество часов работы линии по видам погоды Удель-ные Потери на цепям сече-ние про-водов фазы - Fсечение проводов линии - Fналь-ное нап-ряже-ние хорошая погода дождь снег изморозь Сумма потери на корону корону км шт ммммкВ кВ часов часов часов часов часов тыс.кВт.ч/км тыс.кВтч 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 Таблица 10.1. - Результаты расчета потерь электроэнергии от токов утечки по изоляторам воздушных линий в базовом периоде0 наименование сетевой организации N п/п Класс напря-Ре-гион Протя-жен-Количество часов работы линии по видам погоды Удельные потери от Потери от токов жения ность линиипо цепям 1 группа 2 группа 3 группа Сумма токов утечки утечки км часов часов часов часов тыс.кВт.ч/км тыс.кВтч 1 2 3 4 6*7 8 9 10 11 6 10 15 20 35 110 154 220 330 500 750-1150 ________________* Нумерация соответствует оригиналу. - Примечание изготовителя базы данных.Таблица 10.2. - Результаты расчета потерь электроэнергии от токов утечки по изоляторам воздушных линий в периоде регулирования0 наименование сетевой организации N п/п Класс напря-жения Регион Протя-женность линии по Количество часов работы линии по видам погоды Удельные потери от токов утечки Потери от токов утечки цепям 1 группа 2 группа 3 группа Сумма км часов часов часов часов тыс.кВт.ч/км тыс.кВтч 1 2 3 4 6*7 8 9 10 11 6 10 15 20 35 110 154 220 330 500 750-1150 ________________* Нумерация соответствует оригиналу. - Примечание изготовителя базы данных.Таблица 11.1 - Расчет потерь электроэнергии в изоляции силовых кабелей в базовом периоде0 наименование сетевой организации N п/п Наз-вание КЛ Сечение Длина по цепям Номи-нальное напря-жение Напря-жение начала линии Напря-жение конца линии Удельная емкостная проводи-мость кабеля Тангенс угла диэлект-рических потерь Потери в изоляции силовых кабелей ммкм кВ кВ кВ мкСм/км о.е.тыс.кВтч 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Таблица 11.2 - Расчет потерь электроэнергии в изоляции силовых кабелей в периоде регулирования0 наименование сетевой организации N п/п Название КЛ Сече-ние Длина по цепям Номи-нальное напря-жение Напря-жение начала линии Напря-жение конца линии Удельная емкост-ная прово-димость кабеля Тангенс угла диэлект-рических потерь Потери в изоляции силовых кабелей ммкм кВ кВ кВ мкСм/км о.е.тыс.кВтч 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Таблица 12.1. - Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций в базовом периоде0 наименование сетевой организации N п/п Название ПС Класс напряжения Расход электроэнергии на собственные нужды за год кВ тыс.кВтч 1 2 3 4 Таблица 12.2. - Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций в периоде регулирования 0 наименование сетевой организации N п/п Назва-ние ПС Класс напря-жения Расход электро-энергии на собствен-ные нужды за год кВ тыс.кВтч 1 2 3 4 Таблица 13.1. - Расчет потерь электроэнергии в дополнительном оборудовании за базовый период0 наименование сетевой организации Количество, шт.Класс напряжения, кВ 500 кВ и выше 220 220 150 110 35 15/20 10 6 Шунтирующие реакторы Вентильные разрядники Ограничители перенапряжения УПВЧ СППС Потери электроэнергии, тыс.кВтч Класс напряжения, кВ 500 кВ и выше 220 220 150 110 35 15/20 10 6 Всего Шунтирующие реакторы Вентильные разрядники Ограничители перенапряжения УПВЧ СППС Время работы оборудования, ч: Таблица 13.1.* - Расчет потерь электроэнергии в дополнительном оборудовании на регулируемый период ________________* Нумерация таблиц соответствует оригиналу. - Примечание изготовителя базы данных.0 наименование сетевой организации Количество, шт.Класс напряжения, кВ 500 кВ и выше 220 220 150 110 35 15/20 10 6 Шунтирующие реакторы Вентильные разрядники Ограничители перенапряжения УПВЧ СППС Потери электроэнергии, тыс.кВтч Класс напряжения, кВ 500 кВ и выше 220 220 150 110 35 15/20 10 6 Всего Шунтирующие реакторы Вентильные разрядники Ограничители перенапряжения УПВЧ СППС Время работы оборудования, ч:Таблица 14.1. - Расчет потерь электроэнергии в приборах учета за базовый период наименование сетевой организации Количество, шт.Класс напряжения, кВ 500 кВ и выше 220 220 150 110 35 15/20 10 6 0,4 Тип измерительного прибора Трансформатор тока, 1Ф Трансформатор напряжения, 1Ф Трансформатор напряжения, 3Ф Счетчик электроэнергии электронный, 1Ф Счетчик электроэнергии электронный, 3Ф Счетчик электроэнергии индукционный, 1Ф Счетчик электроэнергии индукционный, 3Ф Потери электроэнергии, тыс.кВтч Класс напряжения, кВ 500 кВ и выше 220 220 150 110 35 15/20 10 6 0,4 Всего Тип измерительного прибора Трансформатор тока, 1Ф Трансформатор напряжения, 1Ф Трансформатор напряжения, 3Ф Счетчик электроэнергии электронный, 1Ф Счетчик электроэнергии электронный, 3Ф Счетчик электроэнергии индукционный, 1Ф Счетчик электроэнергии индукционный, 3Ф Время работы оборудования, ч:Таблица 14.2. - Расчет потерь электроэнергии в приборах учета на регулируемый период наименование сетевой организации Количество, шт.Класс напряжения, кВ 500 кВ и выше 220 220 150 110 35 15/20 10 6 0,4 Тип измерительного прибора Трансформатор тока, 1Ф Трансформатор напряжения, 1Ф Трансформатор напряжения, 3Ф Счетчик электроэнергии электронный, 1Ф Счетчик электроэнергии электронный, 3Ф Счетчик электроэнергии индукционный, 1Ф Счетчик электроэнергии индукционный, 3Ф Потери электроэнергии, тыс.кВтч Класс напряжения, кВ 500 кВ и выше 220 220 150 110 35 15/20 10 6 0,4 Всего Тип измерительного прибора Трансформатор тока, 1Ф Трансформатор напряжения, 1Ф Трансформатор напряжения, 3Ф Счетчик электроэнергии электронный, 1Ф Счетчик электроэнергии электронный, 3Ф Счетчик электроэнергии индукционный, 1Ф Счетчик электроэнергии индукционный, 3Ф Время работы оборудования, ч:Потери электроэнергии в шунтирующих реакторах (ШР) и соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств подстанций (СППС)Вид оборудования Удельные потери электроэнергии при напряжении, кВ 35 60 110 154 220 330 500 750-1150 ШР, тыс.кВт.ч/МВ·А в год 36 35 32 31 29 26 20 19 СППС, тыс.кВт.ч на ПС в год 3 6 11 18 31 99 415 737 Потери электроэнергии в синхронных компенсаторахВид оборудования Потери электроэнергии, тыс.кВт.ч в год, при номинальной мощности СК, МВ·А 5 7,5 10 15 30 50 100 160 320 Синхронные компенсаторы 400 540 675 970 1570 2160 3645 4725 10260 Потери электроэнергии в вентильных разрядниках (РВ), ограничителях перенапряжений (ОПН), измерительных трансформаторах тока (ТТ) и напряжения (ТН) и устройствах присоединения ВЧ связи (УПВЧ), счетчиках прямого включенияКласс напря-жения, кВ Потери электроэнергии, тыс.кВт.ч в год, по видам оборудования Потери электроэнергии в счетчиках прямого включения, тыс.кВт.ч в год РВ ОПН ТТ ТН УПВЧ Индукционные 0,4 кВ 0,05 Однофазные 18,4 6 0,009 0,001 0,06 1,54 0,01 Трехфазные 92 10 0,021 0,001 0,1 1,9 0,01 Электронные 15 0,033 0,002 0,15 2,35 0,01 Однофазные 21,9 20 0,047 0,004 0,2 2,7 0,02 Трехфазные 73,6 35 0,091 0,013 0,4 3,6 0,02 110 0,6 0,22 1,1 11 0,22 154 1,05 0,4 1,5 11,8 0,3 220 1,59 0,74 2,2 13,1 0,43 330 3,32 1,8 3,3 18,4 2,12 500 4,93 3,94 5 28,9 3,24 750 4,31 8,54 7,5 58,8 4,93 Удельные потери мощности на коронуНапряжение ВЛ,Суммарное Удельные потери мощности на корону, кВт/км,тип опоры, число исечение проводов в сечениепроводов в при видах погоды фазе фазе, ммхорошая сухой снег влажная изморозь 750-5х240 1200 3,9 15,5 55 115 750-4х600 2400 4,6 17,5 65 130 500-3х400 1200 2,4 9,1 30,2 79,2 330-2х400 800 0,8 3,3 11 33,5 220ст-1х300 300 0,3 1,5 5,4 16,5 220ст/2-1х300 300 0,3 1,4 5 15,4 220жб-1х300 300 0,4 2 8,1 24,5 220жб/2-1х300 300 0,4 1,8 6,7 20,5 154-1х185 185 0,12 0,35 1,2 4,2 154/2-1х185 185 0,09 0,26 0,87 3,06 110ст-1х120 120 0,013 0,04 0,17 0,69 110ст/2-1х120 120 0,008 0,025 0,13 0,47 110жб-1х120 120 0,018 0,06 0,3 1,1 110жб/2-1х120 120 0,01 0,035 0,17 0,61 Удельные годовые потери электроэнергии на коронуНапряжение ВЛ,Удельные потери электроэнергии на корону, тыс.кВтч/км в год в кВ, число и регионе сечение проводовв фазе 1 2 3 4 5 6 7 750-5х240 193,3 176,6 163,8 144,6 130,6 115,1 153,6 750-4х600 222,5 203,9 189,8 167,2 151 133,2 177,3 500-3х400 130,3 116,8 106 93,2 84,2 74,2 103,4 330-2х400 50,1 44,3 39,9 35,2 32,1 27,5 39,8 220ст-1х300 19,4 16,8 14,8 13,3 12,2 10,4 15,3 220ст/2-1х300 18 15,6 13,8 12,4 11,8 9,7 14,3 220жб-1х300 28,1 24,4 21,5 19,3 17,7 15,1 22,2 220жб/2-1х300 24 20,7 18,3 16,5 15,1 12,9 19 154-1х185 7,2 6,3 5,5 4,9 4,6 3,9 5,7 154/2-1х185 5,2 4,6 4 3,6 3,4 2,9 4,2 110ст-1х120 1,07 0,92 0,8 0,72 0,66 0,55 0,85 110ст/2-1х120 0,71 0,61 0,54 0,48 0,44 0,37 0,57 110жб-1х120 1,71 1,46 1,28 1,15 1,06 0,88 1,36 110жб/2-1х120 0,93 0,8 0,7 0,63 0,57 0,48 0,74 N реги-она Территориальные образования, входящие в регион 1 Республика Саха (Якутия), Хабаровский край, Камчатский край, Магаданская область, Сахалинская область 2 Республики: Карелия, Коми Области: Архангельская, Калининградская, Мурманская 3 Области: Вологодская, Ленинградская, Новгородская, Псковская 4 Республики: Марий Эл, Мордовия, Татарстан, Удмуртская, Чувашская Пермский край Области: Белгородская, Брянская, Владимирская, Воронежская, Ивановская, Калужская, Кировская, Костромская, Курская, Липецкая, Московская, Нижегородская, Орловская, Пензенская, Рязанская, Самарская, Саратовская, Смоленская, Тамбовская, Тверская, Тульская, Ульяновская, Ярославская 5 Республики: Дагестан, Ингушетия, Кабардино-Балкария, Карачаево-Черкесская, Калмыкия, Северная Осетия - Алания, Чеченская Края: Краснодарский, Ставропольский Области: Астраханская, Волгоградская, Ростовская 6 Республика Башкортостан Области: Курганская, Оренбургская, Челябинская 7 Республики: Бурятия, Хакасия, Алтай Края: Алтайский, Красноярский, Приморский Области: Амурская, Иркутская, Кемеровская, Новосибирская, Омская, Свердловская, Томская, Тюменская, Читинская Удельные потери мощности от токов утечки по изоляторам ВЛГруппа Удельные потери мощности от токов утечки по изоляторам, кВт/км,погоды на ВЛ напряжением, кВ 6 10 15 20 35 110 154 220 330 500 750-1150 1 0,011 0,017 0,025 0,033 0,035 0,055 0,063 0,069 0,103 0,156 0,235 2 0,094 0,153 0,227 0,302 0,324 0,51 0,587 0,637 0,953 1,44 2,16 3 0,154 0,255 0,376 0,507 0,543 0,85 0,978 1,061 1,587 2,4 3,6 Удельные годовые потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛНомер Удельные потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ,реги-она тыс.кВт.ч/км в год, при напряжении, кВ 6 10 15 20 35 110 154 220 330 500 750-1150 1 0,21 0,33 0,48 0,64 0,69 1,08 1,24 1,35 2,01 3,05 4,58 2 0,22 0,35 0,52 0,68 0,73 1,15 1,32 1,44 2,15 3,25 4,87 3 0,28 0,45 0,67 0,88 0,95 1,49 1,71 1,86 2,78 4,2 6,31 4 0,31 0,51 0,75 1 1,07 1,68 1,93 2,1 3,14 4,75 7,13 5 0,27 0,44 0,65 0,87 0,92 1,46 1,68 1,82 2,72 4,11 6,18 6 0,22 0,35 0,52 0,68 0,73 1,15 1,32 1,44 2,15 3,25 4,87 7 0,16 0,26 0,39 0,51 0,55 0,86 0,99 1,08 1,61 2,43 3,66 Удельный расход электроэнергии на плавку гололедаЧисло проводов в фазе и сечение, ммСуммарное сечение проводов в фазе,Удельный расход электроэнергии на плавку гололеда, тыс.кВт.ч/км в год, в районе по гололеду мм1 2 3 4 4х600 2400 0,171 0,236 0,3 0,36 8х300 2400 0,28 0,381 0,479 0,571 3х500 1500 0,122 0,167 0,212 0,253 5х240 1200 0,164 0,223 0,28 0,336 3х400 1200 0,114 0,156 0,197 0,237 2х400 800 0,076 0,104 0,131 0,158 2х300 600 0,07 0,095 0,12 0,143 1х330 330 0,036 0,05 0,062 0,074 1х300 300 0,035 0,047 0,06 0,071 1х240 240 0,033 0,046 0,056 0,067 1х185 185 0,03 0,041 0,051 0,061 1х150 150 0,028 0,039 0,053 0,064 1х120 120 0,027 0,037 0,046 0,054 1х95 и менее 95 0,024 0,031 0,038 0,044 Электронный текст документаподготовлен ЗАО "Кодекс" и сверен по:официальный сайт Минэнерго Россииwww.minenergo.ruпо состоянию на 16.05.2012				]]>